中央全面深化改革委员会日前审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，《意见》中要求健全多层次统一电力市场体系；改革完善煤电价格市场化形成机制；有序推动新能源参与市场交易。电力系统尤其是电源结构能否实现低碳转型，技术进步导致的成本下降固然是重要因素，但最大挑战还是电力体制机制改革。“十四五”阶段将是中国电源结构调整的关键期，也是确定可再生能源电力作为主体能源的重要过渡期。

由于电力行业与国民经济息息相关，属于牵一发而动全身的关键性部门，因而改革既需要慎重，也需要大胆。2020年中国全口径发电量为7.62万亿千瓦时，庞大的电力系统和较健全的电力供应体系意味着全国统一电力市场体系的建设将是一场系统性、深刻性、变革性的工程。涉及到如何有效解决电力成本与价格倒挂，如何加快中长期市场与现货市场的建设，如何逐步打破跨省区电力交易壁垒，如何设计有效的保底用户用电机制等方方面面的问题。

笔者想从保障能源安全稳定供应的视角出发，谈谈电力市场化建设如何有助于可再生能源与煤电从互补走向替代。

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虽然中国电源结构中可再生能源发电量逐年上升，但无法忽视的是，传统火电产量占比稳中有降但依然保持较高比重。由于电源结构低碳调整速度慢于电力需求增长速度，使得可再生能源电力增长难以在满足电力需求的同时实现对煤电的大规模替代，因而煤电的加速退出会影响电力的安全稳定供应。2021年的电力供需不平衡直接导致煤炭价格上涨，以及部分地区因电力供需失衡而导致的拉闸限电现象，给国计民生带来一些不利影响。煤电在短期内仍然将承担着电力供应的“压舱石”和“稳定器”作用。

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然而，目前中国电力市场化改革中对提供灵活性调节性服务电源的激励机制不完善，传统管理体制下煤电机组缺乏动力主动提供调峰、调频服务。由于现有煤电灵活性改造在技术层面不存在障碍，因而主要是机制未理顺的原因。目前偏低的调峰调频辅助服务补偿标准，导致煤电企业实施灵活性改造的主观意愿普遍偏低。不完善的电力市场体制和电价机制阻碍煤电的功能角色定位调整，也降低了煤电的市场化生存能力。深化体制机制改革，保障煤电向电力系统提供基础电量和灵活调节能力，探索煤电合理盈利模式，实现煤电的基荷与辅助功能的有效互补迫在眉睫。

针对煤电企业缺乏灵活性改造积极性的现状，中国应深化电力体制改革，出台相关配套政策，鼓励煤电企业开始改变追求上网电量的同时，追求机组调峰调频能力的提升。中国绝大部分区域电力系统的电源结构均以煤电为主，电源总体调节性能主要取决于煤电调峰深度和灵活调节电源比例，合理确定煤电参与深度调峰的市场价值显得尤为重要。应充分考虑不同区域和不同类型机组的改造投入、运营成本等综合因素，为煤电提供合理收益，并以此激励煤电机组灵活性改造，推动煤电由基荷电源向调节电源转变，为可再生能源腾出发电空间。未来政府还应结合电力市场化改革进程，构建涵盖电量电价和容量电价的综合电价市场。电量市场反映电源项目提供电量的价值，作为可再生能源获利的主体市场。容量市场保障电力系统安全和体现电源灵活性价值，具有可调度灵活性的煤电在容量市场将会获得投资收益。将煤电参与调峰的优势及系统价值与其应获得的效益挂钩，客观评估煤电的市场价值，形成煤电合理和可持续的盈利模式。随着煤电功能定位的转变，还应该引入适当的发电容量成本回收机制助力煤电企业回收发电容量成本，保障发电企业的积极性。容量补偿机制进行成本回收适合中国当前阶段的发展需要，能够以较低的实施成本和可控的终端电价保障容量电价长期稳定，这与中国处于电力市场建设初级阶段的国情相适应。容量补偿机制是一种行政性措施，有利于中国实现从计划电价到市场电价的平稳过渡。

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储能技术则是保障可再生能源消纳，推动可再生能源实现对煤电大规模替代的关键型技术。在现代电力市场中，储能技术价格的实现依赖于电力现货市场提供的价格信号以及辅助服务市场提供的价格补偿。然而，目前电力现货市场的建设尚未完成，辅助服务市场的建设也相对滞后。储能提供调频、备用容量等辅助服务的补偿不到位，未能形成长期稳定的市场化收益机制，导致整体储能技术应用和产业化进程滞后于可再生能源消纳的现实需求。

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加快探索建立成熟的电力现货市场和辅助服务市场，为储能技术提供有效的市场价格信号和明确的价格补偿。具体而言，未来应深化调峰机制改革，允许储能作为分布式电源接入电力市场，通过现货市场的建设拉大峰谷价差，体现储能调峰的经济性。加快研究以现货市场为基础的“绿证”交易，充分体现可再生能源环境属性。同时，应加快电力辅助服务市场建设，明确储能参与辅助服务的身份，通过市场化的价格补偿机制促进储能在调峰、调频以及可靠性备用等方面的应用。