与会嘉宾介绍，随着我国新能源装机持续增长并全面“入市”，电力市场价格波动加剧、结构复杂化，显著信号是电能量现货市场“负电价”或“地板价”频现，为应对挑战，须利用量化工具加快构建多层次市场体系，完善容量补偿机制，适时建立容量市场，深化“电-碳”市场协同，畅通碳成本传导链条。

电能量市场价格下行

会上有关嘉宾介绍，我国新能源装机快速增长，2025年国家电网公司经营区预计新增新能源装机3.2亿千瓦（目前已投产约1.8亿千瓦），最大出力波动将达到4.5亿千瓦。

华北电力大学教授、电力市场专委会主任委员史连军说，“双碳”目标下，新能源大规模并网，电力系统面临充裕性和经济性挑战。电力市场将系统物理特性与市场经济特性有机融合，是支撑新型电力系统可持续发展的重要手段。

多位与会嘉宾认为，当下的挑战之一是随着新能源“入市”，电能量市场价格下行，现货市场出现“负电价”或“地板价”。

2025年2月国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），开启了新能源全面市场化的价格形成机制。5月底，随着首个实施方案在蒙东落地，136号文落地序幕拉开。

北京电力交易中心市场部主任张显说，新能源全面入市后，按照136号文要求，结算机制收益由机制电价与市场均价开展差价结算形成，新能源为确保成交、足额获得结算机制收益，可能利用低边际成本优势，申报低价参与交易，从而拉低市场均价。尤其在现货市场连续运营地区，新能源大发时段可能直接申报“地板价”。

清华大学电机系副研究员郭鸿业认为，对于由电力系统物理特性与电力市场边际出清基本原理导致的“固有负电价”，应当接受并允许其在合理范围内体现市场的实时供需关系，并从资源配置的角度优化系统供需结构和提升系统调节能力。对于特定市场机制所诱发的“机制负电价”，应当考量“负电价”中“机制诱因”成分，通过完善市场机制的手段进行适当干预，防止因不合理的市场机制设计造成的高频率的“负电价”，影响现货市场的价格信号意义。

郭鸿业建议，合理制定机制电量与电价细则，分析新能源可持续发展机制对于中长期与现货市场的影响，避免因为不合理的市场机制设计诱发高比例“负电价”。

张显说，目前按照国家政策要求，各省中长期市场限价按照燃煤基准价上下浮20%设置，现货市场的限价更多考虑新能源波动，各类电源边际成本等因素，上、下限价差较大，以某省为例，中长期市场限价为265.6-398.4元/兆瓦时，现货限价为0-1500元/兆瓦时，可能引起两个市场出清价格存在价差。136号文印发后，中长期市场限价若没有变化，现货市场限价进一步拉大，将加剧两个市场出清价格的偏差，增加市场套利空间。

呼吁容量市场“起步”

多位与会嘉宾认为，随着电能量价格整体下降，火电等常规电源难以在电能量市场中足额回收成本，需加快完善辅助服务市场和容量机制建设，通过市场充分反映火电等常规电源灵活调节、可靠容量等多元价值，保障合理收益。

史连军认为，高比例新能源接入下电力系统不同时间尺度备用容量需求激增，现货市场“地板价”“负电价”将呈现常态化特征，仅靠电能量市场收益难以覆盖各类灵活性资源投资建设成本。亟需基于一定置信概率下多时间尺度各类主体有效容量评估，合理量化不同发展阶段系统容量供需，公平设置不同主体差异化平衡费用分摊系数，建立新型容量市场体系，体现各类型主体容量充裕性价值，以市场化方式引导各类灵活性资源投资建设和有序发展。

北京电力交易中心副总经理李竹建议，初期建立市场化容量补偿机制，不断扩大适用范围，逐步实现补偿价格市场化，条件具备时衔接电源规划，探索容量市场试点，以多年期容量拍卖提供长期容量价格信号，激励顶峰容量、调节容量投资建设，保障系统长期容量充裕度和调节能力。

中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放介绍，容量市场能够将系统可靠性需求转化为可量化的价格信号，并作为电力规划的重要依据，引导网源协同有序发展。“容量市场通过前瞻性采购和市场化定价，能够更有效地引导资源合理配置。初期可采用电网企业单边采购的模式，一般提前三到五年进行，按年开展滚动交易，确保在交付年系统发电容量达到预期。”

容量市场能够通过竞争发现价格，反映容量资源的稀缺程度和价值。容量市场是全国统一电力市场体系的重要组成部分，其建设是实现电力系统安全保供与市场化转型有效协同的关键举措。

韩放建议，分类型明确入市标准和有效容量系数，实现常规电源、新能源、新型储能、负荷侧资源等多元化经营主体准入，全容量竞争的模式有利于形成全容量资源池的协同优化机制。

北京电力交易中心交易六部原主任陈天恩特别提醒说：“新能源也有容量贡献，贡献大小取决于自身发电出力特性、系统负荷特性等因素，机制电价为新能源与常规电源同台参与容量市场创造了条件。”

量化工具“破局”

多位与会嘉宾认为，随着我国新能源快速发展与“入市”，市场机制设计面临的挑战持续增大。

史连军认为，新能源电力电量使成本得到结构性重塑，能量生产成本下降，系统平衡与可靠性成本增加，电力市场价格波动加剧和结构复杂化，迫切需要电力市场经济分析模型和量化分析技术，对系统成本、电价趋势和市场主体收益进行定量分析。

他建议，电力市场规划借鉴系统规划方法，研发量化分析工具，以系统规划为边界，对不同政策、机制、技术方案进行推演测算。电力市场规划量化功能可包括安全性分析、经济性分析、绿色转型分析三个模块，支持系统备用容量需求计算、价格预测和成本测算、碳减排路径构建等研究分析。

“人工智能在电力市场中可进行多场景技术融合应用，基于隐私计算数据库底座，以及大模型训练和多代理仿真为电力市场规划和量化分析提供技术支撑。”史连军说。

李竹说，“十五五”期间是新型电力系统构建和全国统一电力市场建设的关键时期，新能源快速增长的“量”的积累，将逐步引起电力系统运行特性的“质”的变化，发用两侧的主体会更多进入市场，辅助服务市场、容量市场、输电权市场的建设会使得市场体系更加完善。下一步，迫切需要细化全国统一电力市场的顶层设计和发展路径，用市场机制促进资源优化配置，引导新能源和各类新型主体可持续健康发展，公平合理分担系统转型成本。

构建“电-碳”传导机制

多位与会嘉宾还建议建立有利于反映绿色价值的体制机制。

国家电网公司企管部副主任马莉建议，加强电力市场与其他能源市场的有效衔接，包括一次能源市场、绿证交易、碳市场等。

马莉建议，推动电碳治理机制的协同，推动能耗双控政策向碳双控政策转变过程中，碳双控政策落地机制与电力系统规划投资机制的协同；推动可再生能源全额保障性收购政策调整与可再生能源消纳责任权重政策协同；推动电碳市场中价格机制的协同。“电力市场若不能把碳成本向下游传导，就会制约碳市场引导火电企业、电力用户节能减排的作用。因此需畅通‘电-碳’市场价格传导链条，促进碳成本在全社会不同行业分摊疏导，引导全社会节能降碳。”

广州电力交易中心副总经理陈玮建议，加强绿证与碳排放核算衔接，推动绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算，实现物理电量流动与环境属性确权统一；研究不同应用场景中扣除绿证的电力碳排放因子；探索年度、季度、月度、月内更短时间尺度的电力碳排放因子动态发布；实现绿证在重点产品碳足迹核算体系中的应用，设计体现绿证消费占比的差异化产品标识。

李竹建议，做好“电-碳”市场协同研究，配合推进绿电绿证抵碳、可再生能源消纳责任权重分解至具体用户，支撑绿色价值有效向用户侧疏导。推动小时级绿电交易、分时段带曲线绿电交易，开展基于区块链技术实现绿电绿证交易可信溯源建立绿色电力消费核算机制，为绿色电力消费国际认证提供权威有力支撑。