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新能源发电渗透率的提升带来电网系统成本的增加。一方面，电网企业具有很强的成本控制能力，部分成本可由电网企业挖潜消化，更好地实现电力输送的管道平台定位；另一方面，按照“谁使用谁分摊”的原则，科学合理核定输配电价，推动辅助服务费用向电力市场用户传导。
4月10日发布的《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》再次明确，健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。
“2021年以来出台了多项推动电力市场改革的政策，可谓盛况空前。无论是从构建新型电力系统的角度，还是从建设全国统一电力市场的角度，都需要进一步完善作为电力市场核心的价格机制。”近日，有发电企业相关人士向记者表示。
事实上，随着新能源电量占比提升，作为隐形成本的电力系统调节成本、备用成本和容量成本将明显上升，这部分成本目前多由煤电企业或电网企业承担，其合理性引发了广泛的争论。在业内看来，完善电力市场价格机制，才能捋顺隐形成本，助力构建新型电力系统。
电力市场价格机制仍需完善
沙利文大中华区执行总监徐彪认为，在我国持续推进电力市场改革的过程中，价格机制的完善和优化是核心任务。
徐彪表示，目前来看，电改还面临着诸如燃料成本无法传导、“双轨制”影响资源配置效率、市场交易机制不完善和市场主体不成熟等问题，电力市场价格机制有巨大的完善空间。
例如，2020年末的那次电力供应偏紧状况，正是由于燃煤发电机组的燃料成本大幅上升，煤电成本传导机制缺位引发的。对此，政府相关部门出台了一系列措施，及时疏导解决问题。
在某发电企业负责人金先生看来，当前，一方面燃料成本等可变成本的疏导存在堵点，导致大部分煤电厂经济账算不过来；另一方面电力辅助服务成本回收机制还不完善。“如果煤电这种可靠灵活性电源，还是按照零和博弈的思维去搞并网考核，长久来看，不可持续。”
“谁受益谁买单”原则应贯穿始终
由于风电光伏大基地和用电负荷中心的逆向分布，新能源跨省区输送越来越多，其输送成本和系统稳定性成本将大幅增加，此类成本又该如何疏导？
徐彪认为，新能源发电渗透率的提升带来电网系统成本的增加。一方面，电网企业具有很强的成本控制能力，部分成本可由电网企业挖潜消化，更好地实现电力输送的管道平台定位；另一方面，按照“谁使用谁分摊”的原则，科学合理核定输配电价，推动辅助服务费用向电力市场用户传导。
金先生同样表示，电力市场价格疏导应全程贯彻“谁受益谁买单”原则，由用户支付绿电的价格溢价，电网和用户合理分摊辅助服务成本。“不过，需要注意的是，要做好监管工作，既要避免利用并网考核压制发电企业，又要避免由于交叉补贴阻碍微电网发挥作用。”
中国能源研究会配售电中心副主任贾豫认为，新能源消纳需要跨省跨区输送，这必然会导致系统成本大幅增加，因此，建设全国统一的电力市场，恰可以实现送端和受端，以及不同电源之间的电价成本疏导和平衡。
用价格机制推动新能源消纳
近年来，新能源迎来规模化大发展，部分地区自行降低了最低保障性利用小时数，推动新能源电量参与市场交易。
长期以来，电网企业作为新能源保障性收购的唯一购买方，收购的保量保价优先发电量不能超过其代理和保障用户的电量规模。随着电力市场价格机制的完善，这种保障性收购的方式会不会消失？
徐彪认为，我国的优先发电、优先购电计划，是国家发改委协调各省（区、市）政府主管部门、发电和电网企业后制定并严格执行的，优先发电量和优先购电量一般不会存在显著不匹配的情况。
根据国家发改委办公厅印发的《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》，各地保量保价的优先发电电量，不应超过当地电网企业保障居民、农业用户用电和代理工商业用户购电规模，不足部分由电网企业通过市场化方式采购，此举正是为了促使更多发电企业和工商业用户直接进入电力市场。
在金先生看来，新能源保障性收购取消与否，取决于电力市场的发展程度。“所谓全额保障性收购，更多是针对没有直接参与绿电交易的发电企业，而对于参与绿电交易的发电企业，电网方面并没有这种义务。”
业内普遍认为，随着电力价格机制的进一步完善，新能源消纳方式会更加市场化，消纳渠道会更加多元，对保障性收购的依赖性也会降低。
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