摘要：能源革命描绘出能源绿色低碳发展的宏伟蓝图，随着新型电力系统建设的加快，电力体制改革持续深化，电力市场环境和供需模式发生重大变革。本文分析了能源企业面临的市场形势，并提出了应对策略，以期为相关行业企业提供借鉴和参考。

　　关键词：新型电力系统；电力市场；市场分析；应对策略

　　面对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，在“能源革命”战略新思想推动下，我国着力构建“清洁低碳、安全高效”的现代能源体系[1]。电力作为能源革命的重点对象，“统一市场、两级运作”的电力市场体系正在加快建立，能源企业只有充分认识电力市场改革发展新形势，才能更有效地应对电力市场机遇和挑战，实现高质量发展。

　　一、我国电力市场的发展趋势及特点

　　近年来，全国电力市场交易电量屡创新高，分时电价机制确立，工商业目录销售电价全面取消，燃煤发电上网电价真正实现“能涨能跌”，电网代购电政策落地实施，省内、省间电力现货市场提速，全国碳交易市场和绿色电力交易正式启动。电力资源持续优化配置，火电企业的保供“压舱石”作用和可再生能源环境价值、经济价值不断凸显。“十四五”期间，能源生产方面将以优化煤电布局、发展清洁能源、以风光水储输满足煤电退出后电力供应；能源消费方面将以电为中心，加快电能替代，发展电制燃料产业，提升能源消费品质和安全保障能力；能源配置方面将从就地平衡向大电网互联转变，形成“西电东送、北电南供、多能互补、跨国互联”的能源格局[2]；技术革新方面将推动能源开发、转换、配置、储存、使用等领域技术创新、装备制造和产业发展；市场建设方面将加快推动构建全国电力市场，形成统一开放、竞争有序的现代电力市场体系。

　　1.中长期市场有序推进。自2015年新一轮电力改革开展以来，我国不断完善交易机制，丰富交易品种，增加交易频次，有序放开发用电计划，市场化电量屡创新高。2022年，全国全社会用电量8.31万亿千瓦时，较2015年增长56%；完成市场交易电量5.25万亿千瓦时，占全社会用电量的60.8%，增长约45个百分点[3]。2015-2022年，湖北省电力交易电量年均增速约59%。

　　2.电力现货全面提速。近年来，第一批试点地区已启动长周期连续结算试运行，第二批试点相继启动调电试运行，非现货试点省份纷纷出台现货方案。2022年，全国大部分地区均出现电力供应偏紧现象，各省通过省内、省间电力现货市场实现了余缺互济、区域平衡，同时也体现了电力商品价值。2023年，预计全国绝大多数地区将启动电力现货市场。

　　3.电、碳市场创新发展。自从2013年启动碳排放权交易试点以来，成交量和成交额整体呈现先增后减再增趋势。2021年全国碳市场启动，发电行业被率先纳入碳交易体系，成交配额17879万吨，同比增长312%；成交额76.61亿元，同比增长505%。随着能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变[4]，碳交易机制的逐步建设和完善，预计未来将有更多行业纳入碳交易体系，碳排放指标逐渐缩紧，碳价将稳步上涨，履约压力增加将推动绿电、绿证与碳交易市场的互融互通，激发市场活力。

　　4.辅助服务市场日趋成熟。在双碳目标推动下，新能源大规模接入，第三产业和城乡居民生活用电快速增长导致负荷峰谷差进一步加大，增加电力系统对辅助服务的需求。为确保电力系统安全稳定运行，各省加快完善电力辅助服务参与主体、交易品种和考核分摊补偿机制。独立储能、电力用户将纳入市场主体，辅助服务与现货市场结合日益紧密，预计2025年全国电力辅助服务费用约1247亿元，约占全社会总电费的3%。

　　5.科技创新驱动引领。科技创新是能源革命的生命线，面对当前复杂多变的国际局势，加快科技自主创新，加大产业数字化转型，推动新能源、储能、综合能源、碳捕集等领域创新发展，统筹实现安全、高效、经济、绿色协同发展[5]，是构建新型能源电力系统、推进碳中和战略的关键。2022年全国全社会研发投入达到3.09万亿元，同比增长10.4%，“十四五”期间能源研发经费投入年均增长7%以上，“东数西算”全面启动，“三改联动”加快实施，资源配置持续优化，有力促进绿色发展，推动区域协调发展。

　　6.新能源补贴逐步收口。自2006年起，我国开始对可再生能源发电实行基于固定电价下的补贴政策，2012年后补贴资金纳入政府性基金管理，随着可再生能源发电项目快速建设投产，补贴附加资金入不敷出、发放滞后，2021年开始，国家不再补贴新能源新投产项目，依法依规将存量新能源项目纳入国家补贴目录，同时探索通过绿证、绿电和碳排放权交易缓解补贴问题。当前我国绿证成交价格较当地燃煤基准电价增加2-5分/千瓦时。

　　二、我国电力市场面临的问题及挑战

　　近年来，世界地缘政治紧张导致能源价格持续增长，不断推高我国大宗商品及终端用能价格上涨，电力系统运行成本持续增加，火电企业连续亏损，电力供需平衡难度加大；燃煤发电企业全电量进入市场，部分保供成本能通过市场化交易方式疏导，但间接导致全社会用电成本提升，与政府降低用能成本的期望相悖；外来电作为消纳边界将不断压减省内机组生存空间，常规机组频繁调峰、调频将对电网安全可靠运行带来巨大挑战；燃气机组在供需日益紧张的电力、热力保供中发挥重要作用，但上游气价“淡季不淡、旺季更旺”，燃气发电企业长期处于全面亏损状态，对行业发展投资、区域供热、用电等产生较大不利影响；电力现货市场有力推动营销、生产、检修和经营等一体化管理，但企业全员营销意识、管理机制、人才队伍、技术平台等亟待提升；电力市场尚存在市场体系不完整、绿色电力消纳机制不健全、运营规则不统一、市场电价机制不完善、跨省跨区交易市场不通畅、市场主体风险防控意识不足等问题。

　　三、我国电力市场及企业的应对策略

　　(一)加快建立煤电成本回收机制

　　长期以来，煤电发挥着保障我国电力供应安全的“压舱石”作用，虽然其定位正在发生变化，但实现更低负荷调峰的安全稳定运行面临机组污染排放、设备疲劳损伤、发电效率损失、成本增加等问题。建议统筹考虑经济、环保与电网安全问题，建立合理的煤电容量补偿和辅助服务电价机制，通过市场化方式回收成本，获得合理收益。

　　(二)增强天然气发电顶峰能力

　　随着能源供给变革不断深入和节能环保战略持续推进，天然气需求量持续增长。面对天然气对外依存度高的客观环境，供应紧缺导致近年来价格居高不下，燃气发电企业同时面临气价持续上涨、电价不断下调和保供调峰的巨大压力。作为未来重要的调峰电源，建议着力解决气源问题，加快建立适合气电可持续发展的电价机制和电量消纳方案。

　　(三)利用市场机制理顺抽水蓄能运营模式

　　抽水蓄能电站作为符合新型电力系统需要的灵活电源，随着项目大量集中投产，成本回收将面临较大压力。建议将抽水蓄能电站作为区域调峰主体，费用纳入受益用户侧电价，确保顺畅传导分摊，解决价格疏导矛盾，保障电站正常运营，满足双碳目标电力系统灵活调节需求。

　　(四)持续优化电网布局

　　面对新能源大规模入网产生的输送能力、调频调峰、电力电量消纳和系统稳定等问题，需要持续优化电网布局，科学规划适应新能源大力发展的智能电网，增强送受电能力，加快推进跨省跨区电力市场建设，合理安排输电通道，充分利用跨省跨区送电，解决区域性、时段性调峰需要。

　　(五)坚持以销定产，提升市场竞争力

　　电力体制改革持续深化，市场竞争日趋激烈，需坚持市场化改革方向，提高市场意识、竞争意识、危机意识、成本意识和服务意识，加强能源营销专业人才培养和储备，构建适应新型电力系统竞争的营销队伍[6]；加强政策前瞻性、适应性、针对性、差异性研究，多渠道建言献策；坚持技术改造创新，统筹做好电力营销与生产，不断提升机组可靠性和辅助服务能力，增强市场竞争力。

　　(六)强化多能互补综合能源优势

　　紧跟国家电力体制改革方向，加快向发电、售电、储煤、供热、供冷、供气等一体化多能互补综合能源供应基地发展，提供多元化服务，持续优化电源结构，充分利用综合能源平台优势，体现水火互济、风光互补、储运一体、调储结合的产业优势，保障能源供应安全和生产运行稳定。

　　四、结语

　　“十四五”时期，面对能源转型和新型电力市场建设机遇与挑战，电力企业需要始终坚持创新发展理念，紧跟政策形势，在改革中寻突破，在机遇中谋发展，全面迎接能源电力市场新挑战。

　　参考文献

　　[1]中国能源转型与“十四五”电力规划研究[R].全球能源互联网发展合作组织，2020.

　　[2]亚洲及亚洲各区域能源互联网研究[R].全球能源互联网发展合作组织，2020.

　　[3]2022年1-12月份全国电力市场交易简况[R].中国电力企业联合会，2023.

　　[4]赵剑波，王蕾.“十四五”构建以新能源为主体的新型电力系统[J].中国能源，2021，43(5)：17-21.

　　[5]杨道辉.关于新形势下发电企业电力营销工作的思考[J].电力与能源，2021，42(2)：262-264.

　　[6]徐圣勋.分析基于电力市场改革的电力营销管理[J].现代工业经济和信息化，2022，12(1)：253-254.