新型电力系统建设使电力商品呈现多元价值属性，要求市场科学反映电力资源价值，需要完善的市场体系、有序的价格引导，实现各项成本的精细、合理、公平负担。当前我国电力市场体系建设初显成效，电力多元价值逐步显现，但随着新型电力系统建设不断深入，仍需进一步完善反映电力多元价值的电力市场体系建设，多措并举持续激活电力商品多元价值，支撑新型电力系统建设。本文对电力多元价值构建情况进行梳理分析，并提出相关建议。

一电力商品多元价值概述

新型电力系统的安全稳定运行、绿色低碳转型，需要激活电力商品的多元价值属性，电力价值将从以电能量价值为主，逐步向电能量价值、调节价值、环境价值、容量价值等多元价值并重转变。

电能量价值方面，电力作为基础保障性能源，保障人民生活、生产用电、促进国民经济发展，即为电力的能量价值，能量价值是电力商品的主要属性。在电力供应紧张情况频繁发生的情况下，电力能量价值的重要性就会愈发凸显。

调节价值方面，为维持电力系统的安全稳定运行，满足电压、频率质量等要求所需要的一系列服务，即为电力的调节价值。近年来，随着新能源的大规模并网，系统调峰、调频、备用容量乃至爬坡容量等灵活性电力资源不足的问题愈发普遍和凸显，亟需激活电力的灵活调节价值，保障电力系统安全稳定运行。

环境价值方面，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统是实现能源转型的重要支撑，新能源以其零碳排放特征延缓温室气体排放、助力我国能源绿色低碳转型，即为电力的环境价值。“双碳”目标下新能源的绿色环境价值进一步凸显，市场对绿电需求不断增加。

容量价值方面，发电机组提供有效容量保障系统发电充裕性、可靠性，即为电力的容量价值。随着新能源大规模发展和稳定支撑性电源不足的矛盾愈发凸显，电力供应不足与新能源消纳困难的情形频繁交替出现，提高了对电力可靠性的要求，电力容量价值愈发凸显。

二新型电力系统建设背景下电力多元价值构建情况

近年来，国家层面持续加强电力市场体系顶层设计，在电能量交易的基础上，不断创新交易品种、丰富市场功能，电力市场体系建设取得了积极成效，电力多元价值正逐步显现。为更好适应新型电力系统“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的特征，反映电力商品多元价值的电力市场体系建设还有待进一步优化完善。

电能量价值通过电力中长期、电力现货市场体现，反映电能量的生产成本。当前，我国省间、省内电力中长期交易机制已全部建立并常态化运行，省间电力现货市场进入长周期结算试运行阶段，省级电力现货市场建设进入“加速期”，山西、广东电力现货市场先后转入正式运行，其他试点地区市场持续完善迭代，我国电能量市场建设取得初步成效。但面对新能源装机比例的不断提升，电力供需形势日益复杂，为应对全球能源危机和经济增长的不确定性以及气候异常、极端天气频发等新形势、新要求，电能量市场建设仍有部分待完善的地方。一是目前中长期交易曲线形成、合同灵活调整等机制尚不完善，精细化、标准化程度尚有提升空间，与现货市场在参与主体、交易执行、价格机制、结算机制等方面的衔接机制需进一步细化。二是当前电力现货市场限价未建立定期调整机制，省间、省内现货市场价格机制有待衔接，高比例新能源和供需紧张形势下现货价格形成、传导和风险管控机制有待健全。

调节价值通过辅助服务市场体现，反映系统灵活调节能力，保障电力系统安全稳定运行。目前我国电力辅助服务实现6大区域、33个省区电网的全覆盖，其中省级层面以调峰辅助服务为主，大部分现货试点省份开展了调频辅助服务市场，区域层面以调峰和备用辅助服务品种为主，电力辅助服务市场体系已初步建设形成，对保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳等发挥了积极作用。但同时辅助服务市场仍存在一些需要完善和优化的地方。一是辅助服务品种设置有待优化。调峰辅助服务与现货市场存在功能重叠，调频市场尚未全部覆盖，备用市场仍处于起步阶段，市场化辅助服务品种相对单一。二是辅助服务费用向用户侧疏导的机制有待完善。当前我国大部分辅助服务市场费用仍在发电侧分摊，无法完全有效遵循“谁受益、谁承担”的原则。三是灵活性资源参与辅助服务尚不充分。当前可调节负荷、储能、虚拟电厂等新型主体参与辅助服务市场主要以调峰市场为主，参与调频、备用等辅助服务市场的实践较少。

环境价值通过绿电、绿证市场交易体现，以市场机制推动能源电力低碳转型。近年来，我国绿电、绿证市场交易机制不断完善，市场活跃度持续提高，2023年国网区域绿电交易611亿千瓦时、同比翻两番，绿证交易2364万张、同比翻四番。当前我国电力商品的环境价值在3~5分/千瓦时，与国外相比总体偏低，绿电市场需求尚未完全激活。此外，当前绿电、绿证市场与碳市场的交易壁垒尚未打通，电力商品的环境价值无法在碳市场充分释放，企业购买的绿电暂无法抵扣碳排放，可能会对绿电、绿证交易的积极性产生一定影响。

容量价值通过容量成本回收机制体现，反映系统发电容量充裕度，引导各类电源协调发展。目前我国尚未建立容量市场，主要通过煤电容量电价机制、抽蓄的两部制电价机制等价格政策来保障各类电源的固定成本回收。如：2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确2024—2025年多数地区煤电通过容量电价回收30%的固定成本，2026年起比例不低于50%。随着新型电力系统建设持续深入，当前的容量成本回收机制还存在一些需要完善和优化的地方。一方面，随着煤电、抽蓄、储能等容量提供主体不断增多，当前一类型一定价的模式将难以为继。另一方面，市场应发挥发现价格、激励容量主体投资的作用，目前我国关于容量市场建设的实践较少，尚不能实现各类型主体同台竞技。

三相关建议

一是完善电力市场体系，最大化激活电力多元价值。结合地区实际，合理设置辅助服务品种，推动现货试点省份调峰与电能量市场的融合，深化省级备用、调频辅助服务市场的建设，在新能源装机占比大的省份探索爬坡等辅助服务新品种，进一步促进新能源消纳和新型电力系统建设。推动建立体现容量价值的发电容量市场，引导火电、储能、抽蓄等各类市场主体同台竞技，提高系统长期发电容量充裕度。

二是优化多市场衔接机制，畅通电力价值传导渠道。做好省内现货与省间现货、需求响应等多市场的衔接，在功能定位、交易时序、价格机制等方面做好统筹，提高资源大范围配置效率、实现全年价格平稳、电力系统经济运行。推动绿电绿证与能耗双控、消纳责任权重以及碳市场的协同衔接，拓展绿电绿证交易应用场景，通过市场兑现绿色价值，体现新能源绿色属性。

三是完善各市场交易规则，助力电力价值有效体现。提高中长期市场交易频次，优化曲线分解方式，不断提升中长期市场灵活性。有序推动辅助服务成本向用户侧传导与分摊，激发各类资源参与辅助服务市场的意愿。完善市场监测与防范机制，规范各市场主体的行为，确保市场主体合理报价、公平竞争。完善绿电绿证市场交易机制，扩大绿电绿证交易规模，提高绿电环境价值，并将部分绿电环境收益用于疏导系统调节成本，推动市场主体各方共同承担系统调节责任。