到2030年，共建一带一路绿色发展理念更加深入人心，绿色发展伙伴关系更加紧密，走出去企业绿色发展能力显著增强，境外项目环境风险防控体系更加完善，共建一带一路绿色发展格局基本形成。

目前试点省区多采用节点电价机制，对于火电企业而言，出清价格只能弥补单位变动成本，不能弥补固定成本。一是帮助用户规避市场风险。

统筹考虑各省区市场与全国统一市场的衔接路径，统筹国家层面政策调整、指导省级市场建设。二是引导用户提高用能水平。以江苏省为例，除了海澜电力等极少数售电公司在综合能源服务领域进行全面布局，其他售电公司基本停留在电力销售业务层面，同质化竞争严重，2018～2021年平均签约价差逐年降低。对新能源实行保障性收购仍是促进新能源发展的重要措施，需要做好新能源消纳与既有保障政策的衔接。各省的交易规则各不相同，且差异很大，虽然从同一省内市场看问题不大，但随着市场范围的扩大，市场主体需要在不同省区参与交易，必须对其他省区的交易规则从头开始深入了解，增加了交易成本。

二是消纳责任权重上，可再生能源电力消纳保障机制没有落到实处，目前存在与绿电交易机制、绿证交易市场多头发力的问题。总之，售电公司社会资本进入分布式光伏市场，将极大促进分布式光伏项目的发展。随着可再生能源渗透率的不断提高，稀缺的价格机制和容量市场机制也不足以激励全收益市场化电源投资。

2021年底以来，欧洲能源危机、价格飙升，居民家庭面临付不起电费、企业也面临生产成本高涨的挑战，美国电力市场价格也随之大幅度攀升。二是全球能源危机、气候异常和极端天气频发将使电力市场面临供应严重短缺、电价攀升和供电可靠性不足的风险。美国PJM的容量市场是在可再生能源占比不高的情况下建立的，合同期最长为4年。当前我国电力现货市场有日前和实时市场，电力中长期合同期长至一年，短则一个月甚至几天。

目前，距离2060年实现碳中和还有近40年时间，而燃煤发电设备的经济寿命期是20年，政策制定者需要通过怎样的机制引导建设保障能源安全所需要的火电容量？大水电、抽水蓄能目前没有实现规划的装机容量，又应该通过怎样的市场机制来引导实现？以上问题都是市场运行和建设中亟待解决的问题。双碳目标的落实，势必推动新能源的快速发展，并引发一系列新的挑战，近年来，国内许多省份由于可再生能源大规模并网，电力系统调峰能力不足、弃风弃光的问题已经逐渐凸显。

如何保障灵活性电力资源供应的充裕性和经济性？从我国现有电力市场对灵活性电力资源的激励机制来看，主要有调峰市场和辅助服务补偿机制，以及电力现货市场。协同、有效地规制发电燃料市场和电力市场，助力电力上下游市场交易对冲价格风险机制形成，避免电力价格暴涨。电力供应安全问题已经成为世界各国电力市场面临的新难题和各国政府关注的新问题。欧洲和北美的电力体制差别很大，其中各国电力市场化改革的进程也参差不齐，但也都是通过建立跨州/跨国的区域性电力现货市场和辅助服务市场，来实现资源优化配置，促进可再生能源消纳和低碳发展。

区域电力平衡市场的建立，将有效提高区域内各省调峰和可再生能源消纳的能力，同时有效降低各省调峰和备用等保障电力平衡的成本，从而提高区域调峰和可再生能源消纳的经济性。随着光伏发电规模的不断增长，爬坡问题也会逐渐显现，光伏发电高占比省份也无法独自解决。各省电力调控机构在日前、日内和实时市场阶段，根据本省电力平衡需要，适时适量购买。尽管我国尚未大范围出现爬坡容量不足的问题，但随着光伏发电规模的快速增大和火电占比的相对减少，也将面临一个省级电网和省域电力市场灵活性资源不足、无法独自解决的爬坡问题。

2021年欧洲出现了缺风少水的异常情况，可再生能源发电不达预期，电力供应高度依赖天然气，致使天然气和电力供应紧缺、价格暴涨。随着可再生能源的进一步发展，系统调峰容量、备用容量乃至爬坡容量等灵活性电力资源和转动惯量不足的问题将更加普遍和突出。

但如果现货市场不能连续正常运行，就无法由中长期市场交易形成分时电价，那么如何引导用户削峰填谷？因为发电和用电的偏差电量结算价格都以没有随时间变化的现货市场价格作为参考价格，所以中长期交易也没有分时定价的参考信号，不能分时定价，中长期交易约定曲线就没有意义。而且不仅仅是调峰数量问题，还有调峰速率问题。

从省域电力市场融合的现实可能性出发，区域性电力市场建设宜从区域电力平衡市场起步。中长期合同可用于对冲现货市场价格波动风险，中长期交易价格参考现货市场价格。欧洲电力平衡市场包括实时平衡电能量交易和辅助服务交易，原先是各国的电力调度机构在本国内运营，近年来欧盟已规划建立一个统一的平台，这个平台是各国市场主体把实时辅助服务和电力平衡资源（即灵活性资源）都放在这个平台上，供各国的调度机构根据自身实时平衡的需要去购买。但现货市场真正进入实战期后，也将面临新的问题，如电力现货价格究竟在哪个区间浮动合适？是否会有市场主体操纵市场的行为？如果取消工商业用户消费电价，工商业用户如何进入市场？2021年12月上旬的中央经济工作会议提出，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠替代的基础上。此外，发电商和售电商和大用户怎么进行风险管控，是否具有风险管控的能力，是否承担交易引发的巨额经济风险？这些问题不是仅依靠市场机制本身就能够解决的，要在加快建设和完善市场机制的同时，提高政府规制效率，遵守市场经济的契约制度，需要市场和政府合力解决。目前，对于我国可再生能源高占比市场的省份而言，即使建立了现货市场也很难独自实现电力平衡。

可见，电力中长期市场也不能完全解决电力安全供应问题。还有关于市场力管控的问题，目前国内现货市场试点省份，大部分都参考美国PJM的市场力管控机制。

市场机制的作用是经济配置资源，而不是强行消纳资源。欧洲的电力期货市场上，合同期较长的为3～5年。

欧洲是以建设统一电力市场为目标，选择的实现路径是：国家电力现货市场和辅助服务市场跨国区域统一的日前和日内现货市场多区域联合出清的欧洲统一日前和日内现货市场，目前正在建设欧洲统一电力平衡市场。电力中长期交易市场、电力现货交易市场和电力辅助服务交易市场蓬勃兴起，电力现货市场机制促进新能源消纳、发现价格的功能初步展现，电力市场优化配置资源的作用逐步显现，电力市场化改革取得了长足进展。

在可再生能源激励政策下，可再生能源发电高占比的电力现货市场，多时段、频繁出现零电价甚至负电价，市场化电源在电能量批发市场的收益持续下降，难以保障投资成本回收，可能导致发电容量充裕性不足的问题。综上，在新形势下，保障电力供应安全需要有为政府和有效市场的协同。而生活电气化和极端天气频发，使居民生活更加依赖可靠的电力供应，同时，经济增长乏力使企业生产难以承受高昂的用电成本。为电力辅助服务市场提供价格参考信号，激活灵活性电力资源（火电灵活性改造、储能系统、需求侧响应、虚拟电厂等）的投资和提供。

可再生能源高占比电力市场的现货价格走低，相应的中长期市场价格也必然趋势相同。但市场并不是万能的，市场和政策两者应该如何有效结合和合理划界？针对电力供应的安全问题，看似可以通过签订中长期合同解决，但在2021年的年度合同执行中，就遇到煤价大幅上涨，而发电企业签订的电煤合同并没有和电力合同量价对应，导致年度合同要重新签订，电力中长期市场的功能没有真正发挥作用，最后还是靠政府干预来保证电煤和电力供应。

类似的情况在国外已有先例，在光伏发电占比高的美国加州电力系统中，在早上太阳升起和傍晚太阳落山的时刻，分别出现系统净负荷快速下降和攀升的情景，需要灵活性电源在这两个时段分别快速减少出力和增加出力，来保障电力系统的发用电功率实时平衡和电网安全稳定运行，这也就是所谓的爬坡（调峰速率）问题。为了激励火电机组深度调峰和灵活性改造以促进可再生能源消纳，大多数省份建立了调峰市场，只有山西省和山东省实现了以现货市场机制解决调峰问题。

因此，美国PJM的容量市场也在探索如何改进其容量市场。在没有建立区域日前电能量市场的情况下，可以在日前至调度执行前15分钟的时间内连续开展交易。

英国电力市场化改革初期的电力差价合同期和电煤合同期相匹配，长达数年甚至10年。2021年英国已出现15年的容量市场合同。激励市场主体提供灵活性电力资源，促进发用电实时平衡和可再生能源消纳。在全球能源低碳发展、可再生能源发电占比不断提高的形势下，发电燃料市场价格涨跌的不确定性越来越大，单纯依靠市场机制，煤炭企业和电力企业很难签订远期合同，是否需要借助政府职能来规划和协调？除了燃料价格之外还有发电容量成本回收的问题。

欧洲近年来的电源投资，大多数是要靠非市场化方式保障容量成本回收。火电、核电、大水电经济寿命期是20～40年，在可再生能源高占比的电力系统中，火电、大水电、核电等企业的投资成本如何保证回收？发电燃料成本如何控制？从国内外电力市场发展的经验和教训来看，无论是电力市场正常运行，还是电力长期供应安全，都需要政府制定能源发展战略规划及支持规划实现的有效政策，例如建立长效的发电容量成本回收机制，对国家规划的大型电力项目不能在市场回收的成本提供政策支持。

这一事件使全球经济发达国家和地区普遍开始更加关注电力供应安全。三是市场机制的不系统和政策的不配套，可能导致发电容量充裕性不足的问题。

但由于调峰、调频和旋转备用是短期资源优化问题，其市场交易的机会成本是以电能量现货市场价格为参考，在没有建立电力现货市场的情况下，调峰市场和辅助服务市场主要的作用只是实现公平调用、定价和互补，但要提高调峰和辅助服务市场的效率，降低和传导电力灵活性资源成本，则有待随着电力现货市场的正常开展，将调峰问题纳入电力现货市场机制中解决，同时建立和完善与电力现货市场价格机制配套的辅助服务市场。保证电力供应安全需要政府与市场共同发力如何保障电力供应安全，首先要厘清电力市场机制能解决什么问题、不能解决什么问题。