面向新型电力系统的江苏省电力市场发展路径研究

牛文娟，吴晨，薛贵元，杨颖，王蓓蓓，黄俊辉

(1.国网江苏省电力有限公司经济技术研究院，江苏 南京 210008；2.东南大学，江苏 南京 210096)

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)的正式颁布，标志着我国有序开展新一轮电力市场改革[1-2]。有序放开发用电计划是电力市场改革有效推进的关键环节之一，在保证安全可靠供电的前提下，发电侧如何保障可再生能源供电，灵活调节电源优先上网，从计划驱动为主平稳过渡到市场驱动为主，实现电力电量平衡，促进高效供电、节能减排，是当下值得讨论的问题。

目前，煤电作为主体参与中长期交易是各省区电力市场交易的主要形式[3]，然而，由于煤价上涨，新能源快速发展，电力需求增速趋缓等，燃煤电厂生存艰难，经营负担重。为争取实现“双碳”目标[4]，亟需加速电力行业能源结构向清洁低碳、安全高效转型，因此，气电、核电、风电、光伏、储能以及区外来电等多类型电源共同参与市场的呼声越来越高[5-7]。不同类型电源运行特性、价格特点各不相同，进而其市场竞争力不同；如何合理设计市场机制，为不同类型电源找到合理的机制“平衡点”，是多种类型电源共同参与下的电力市场机制设计的核心问题。

我国电力市场建设可参考国外一些完善电力市场的先进经验。德国电力市场在2012年前采取固定上网电价机制全额消纳新能源，2012年后采用溢价补贴机制允许新能源与煤电等其他电源同等参与市场竞争，缓解补贴压力，降低用户端用电成本[8-9]；美国PJM电力市场中，各类电源同等直接报量报价参与市场竞争，且通过辅助服务市场及偏差考核等方式激励各机组响应系统指令调整出力，采用可再生能源配额制保障新能源企业收益[10]。对于国内电力市场，在广东现货市场中，煤电机组、燃气机组参与全电量竞价，核电、新能源、抽蓄、水电以及区外来电根据计划生产供电，不参与市场交易[11]；山西电力现货市场中，所有煤电机组和新能源机组都进入市场，实行“全电量优化、新能源优先”模式，新能源采用报量不报价进行市场交易，保障其以低边际成本优先消纳[12]。

从市场交易机制本身来说，并没有明确约定参与市场的不同类型电源。为实现资源高效优化配置，促进生产侧清洁替代，本文从构建新型电力系统的挑战及应对措施出发，结合不同类型电源运行特性、价格差异，对比分析不同类型电源参与各类市场的优劣势，并结合江苏电力体制改革实际情况，提出江苏分阶段发展路径，最后针对未来新型电力系统进行远景展望并提出过渡阶段建议。

1 新型电力系统发展挑战及应对措施

电力将从过去的二次能源转变为其他行业事实上的基础能源，电网成为能源供应、消费、传输转换的关键环节，需要支撑高比例清洁能源的消纳，支撑、保障多种终端用能需求，形成可支撑多种能源品种交叉转换的能源互联网平台。

1.1 新型电力系统的特征

以新能源为主体的新型电力系统是清洁低碳、安全可靠高效的现代能源体系建设的核心组成部分[13-17]，实现包括多元化电源、智能电网、可灵活调节的用电负荷，以及储能装置的各环节协调联动，关联多利益主体，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，进而提升电力发展质量与效益，促进系统全面发展。新型电力系统有如下主要特征：

a)互联互通。新型电力系统是各行各业统筹互联的智能系统[18]。不同于传统能源电力架构，新型电力系统深度融合数字与物理系统、通信与电力技术[19-21]，以信息流引领能源流、碳排放流、资金流以及人类行为流[22-23]，通过数字平台构建，基于海量数据信息，优化能源组成结构，根据各区域资源禀赋实现各类能源的合理高效利用。

b)源网荷储协调互动。在未来新型电力系统的建设蓝图中，必定以电网为枢纽平台，多类型能源互补转化，有效实现源网荷储协调互动的平衡[24-25]。为多形式电网协同发展、多元化用户双向互动、高比例新能源并网消纳提供可靠支撑[26-27]，以及为高比例电气化的随机性、波动性、强不确定性等问题提供有效解决方案，实现电力系统全面可观、精确可测、高度可控[28-29]。

c)多级联合灵活防御。新型电力系统力争打造高弹性电网，灵敏感知人为破坏或自然灾害等不可控情况，并快速应变处理，构建系统协同、各省区互助、多层级联合、因地制宜、智能决策处理的调控体系，保障系统对极端事件发生的迅速反应和及时恢复[30-31]。

1.2 建设新型电力系统的挑战及应对措施

对于以新能源为主体的新型电力系统，高比例新能源电量场景需要数倍于负荷的新能源装机容量，随之而来的问题包括新能源出力波动大、功率平滑及运行调控难度极大，其强不确定性、弱支撑力给电网规划设计、生产运行带来极大挑战。一方面，新能源连续发电能力不足，导致系统性缺电，长期供电可靠性难以保障；另一方面，新能源发电的波动性要求电力系统具备更多的灵活性资源，灵活性挑战艰巨。在短周期(日以内)时间尺度内，为了保证发电与用电的实时平衡，需要由其他具备调节能力的灵活性资源承担新能源波动。与欧美国家相比，我国电力系统特别是电源侧的灵活调节能力严重偏低，难以支撑以新能源为主体的新型电力系统发展，未来需要重点发展火电灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能等以提供系统灵活调节能力。

上述问题是实现安全、经济、环境3方面需求协调优化的主要障碍，需要从平衡调控机制、电价市场机制、政策法规机制等方面寻求解决方案。

a)对于系统平衡调控，构建智慧安全的综合能源系统，提升可灵活调节电源比重，构建可中断、可调节的多元负荷资源，支撑供需双侧动态匹配，提升系统的灵活性。

b)对于市场机制完善，加快构建促进新能源消纳的市场机制，在机制设计时考虑新能源与常规电源的配合机制，协调多市场主体之间的利益关系。高比例新能源并网，还增加了系统对调峰、调频等辅助服务的需求：①需要建设容量市场鼓励常规电源承担辅助服务，提高灵活调节电源的财务生存能力；②研究考虑新能源接入的辅助服务需求计算方法，合理界定新能源应该承担的辅助服务义务，并在规划设计阶段加以考虑。

c)对于政策法规机制完善，建立促进高比例新能源发展的保障机制，形成长效的激励机制。一方面利用电力的商品属性，通过市场化手段释放综合能源系统中各环节的灵活调节能力；另一方面，建设足够多的可靠电源保障安全底线。

构建以新能源为主体的新型电力系统要经历动态逐步完善和趋稳的长周期过程，多类电源联合参与市场研究是基础性和关键性支撑技术之一。在清晰解读政策的基础上，研究突破可再生能源发电的技术制约，平抑可再生能源发电与消费侧用电的偏差，设计合理的多类电源参与市场机制，充分调动各市场主体参与积极性，实现资源优化配置，安全可靠高效供电。

2 江苏电力市场发展实施路径研究

为落实“双碳”战略部署，传统电力系统跨越升级，新能源将成为装机、电量主体。煤电仍需继续为安全可靠供电保驾护航[32-33]。燃气机组启停快、灵活性高、负荷适应性强，是提高系统运行质量的有效手段之一。储能可有效解决高比例可再生能源导致的电网调节能力不足、频率稳定难度上升等问题，具有能量有限、快速响应等物理特性，其参与市场交易的机制也应有其特殊性。区外来电有助于各区域合作提质升级，化解供需矛盾，为能源电力结构绿色转型注入强劲动力。因此，构建新型电力系统，丰富市场组织形式，需综合考虑不同类型电源参与市场的优劣势，平衡多种类型电源参与市场的机制，平抑新能源发电与市场用电的差额，以实现各类电源协调共存。

2.1 各类电源差异分析

当电力充裕度高时，电能具有的商品属性逐渐显现。作为商品，各类电源所发电量都具有同质性，然而纵观电力系统生产运营，不同类型电源在容量、调峰、调频、爬坡等方面所提供的辅助服务质量见表1[34-36]，不同类型电源提供辅助服务支撑能力对比参考值见表2。

表1 不同类型电源提供辅助服务支撑能力对比Tab.1 Comparisons of different types of power resources to provide auxiliary service support capabilities

表2 不同类型电源提供辅助服务支撑能力对比参考值Tab.2 Comparative reference values of different types of power resources to provide auxiliary service support capabilities

根据表2的参考值，总结对比得到表1中各类电源提供的辅助服务支撑能力。以负荷高峰时期容量支撑能力为例，煤电、气电、核电供电可靠性高，在负荷高峰期提供优质容量支撑能力更强；区外电源大量接入可能导致系统安全稳定性变差，不确定性问题较多，因此其在负荷高峰时期提供优质容量支撑能力中等；风电、光伏的供电能力易受季候、温度、湿度等自然条件影响，储能单位建设成本较高，电量存储有限，因此其在负荷高峰期进行可靠容量支撑能力较弱。

不同类型电源运行特性、价格特性各异[37]，电能价值优势有所差异，进而其市场竞争力不同，因此，需为不同类型电源匹配相应的发展空间，从而促进市场良性高效发展。

2.2 不同电力市场模式分析

a)电能量市场。以“中长期+日前+实时”为主的电能量市场模式，从时间尺度上将电能交易划分为中长期交易和日前、实时的现货交易，利用不同类型电源预测精确性、边际成本差异，实现多类电源互补。

根据表3的参考值，总结得到表4中的不同时间尺度电能服务：在中长期市场中，煤电、气电、核电、区外来电出力预测精确性高[35]，风光电源出力受环境影响出力预测精确度低，因此，在中长期市场中，煤电、气电、核电、区外来电更具优势；在现货市场中，风光的边际成本更低，则其在现货市场中更具竞争性。

表3 不同时间尺度电能服务对比参考值Tab.3 Comparative reference values of electric energy services at different time scales

表4 不同时间尺度电能服务对比Tab.4 Comparisons of electric energy services at different time scales

b)辅助服务市场。未来电力市场存在大量可再生能源发电装置，因此需要提供大量的辅助服务，在故障发生后瞬间使系统达到平衡，且通常只占用成本的一小部分。未来辅助服务市场将完全采用市场竞价方式进行辅助服务交易，从一定意义上来说，竞争不仅可以降低购买辅助服务的成本，还可以激励发电企业进行节能提效、降低企业成本。

由表1可知，煤电、气电在提供辅助服务方面更具优势，储能与新能源发电的互补性使得应鼓励储能纳入辅助服务市场。在系统实际运行中，应引导具备调节能力的煤电机组、燃气机组、储能主动提供辅助服务，保障系统电力安全供应。

c)容量市场。在未来新型电力系统中，零边际成本波动性的可再生能源渗透率显著提升，在降低批发价格的同时导致货币流失问题更加严重，并且增加了供需两侧灵活性服务的需求。单一电能量市场无法激励充足的发电投资，因此为确保资源充裕性，需要在未来实施容量机制，旨在新能源渗透率提高时，仍能确保系统的可靠性。容量机制旨在激励充足的容量投资或预防发电容量的经济性退役，以确保容量充裕性。容量需求水平通常为满足可靠性要求所需的备用裕度。确定容量需求过程中，需要确定承担可靠性成本的主体。容量本质上是可供选择的供电能力，因此在特定市场条件下，发电设备可提供的容量可能与其实际供电量有差异。一个电厂的容量等于其自身能够实现的备用裕度。

在新型电力系统中，一方面，维持电力系统稳定运行所需的转动惯量还需要依靠传统煤电机组提供，另一方面，新能源出力的波动性和随机性，需要常规机组提供的调节能力来保障电网平衡。表5总结了各类电源参与容量市场的竞争性[38]：燃气机组实际运行时间很少，但易于调度，可用性较高；相比之下，即使一些风电机组、光伏阵列有较高的负荷系数，但在峰值负荷或系统容量稀缺时段，仅有少部分发电能够实现可靠供电，因此风电机组、光伏阵列可用性相对较低。综上，容量可信度高、负荷支撑能力强的天然气等灵活供电资源在容量市场更具竞争优势。

表5 容量市场中不同类型电源竞争性对比Tab.5 Competitive comparisons of different types of power supplies in the capacity market

2.3 江苏省能源结构及计划放开现状

江苏省作为能源消费大省、资源小省，2019年碳排放总量约达7.1×109t，电力系统碳排放约3.36×109t。江苏省省能源结构中，煤炭占比高达54.4%，石油、天然气分别占11.3%、17.1%，其能源供给结构如图1所示。江苏省能源资源分布呈现以海上、苏北为主，且资源配置受跨江能力制约。近10年，煤电占比降低18.1%，光伏发电占比提高11.7%，风电占比提高10.3%，虽然新能源正在加速替代化石能源，但化石能源发电仍是江苏省供电主力，江苏省在“双碳”目标下实现能源低碳转型将面临更大的压力。因此基于江苏省电网实际情况进行各类电源参与市场机制设计，具有一定的现实意义。

图1 江苏省能源结构Fig.1 Energy structure in Jiangsu province

江苏省正在逐步推进发电计划的市场化进程，放开步骤如下：

第一阶段(2017—2019年)：放开竞争性环节电量30%～80%，交易电量规模达到(1.3～3.0)×1012kWh。参与交易的300 MW及以上燃煤机组平均市场化电量占比达到40%～80%；核电机组市场化电量占比达到20%～50%；提高山西阳城电厂、皖电东送、锦苏特高压等区外来电的市场化电量比重，其中山西阳城电厂、皖电东送电量的市场化水平逐步与省内同类燃煤机组接轨。

第二阶段(2020年)：取消竞争性环节发电计划，推动优先发电计划逐步市场化。放开135 MW及以上燃煤机组全部发电量计划；核电机组市场化电量占比达到60%；跨省跨区送电中的市场化交易电量达到5×1010kWh[39]。

第三阶段(2021年至今)：有序放开全部燃煤发电电量上网电价，煤电市场化电量达到100%；核电机组市场化电量占比达到70%；跨省跨区送市场化交易电量达到2.2×1011kWh。

现阶段，江苏省已放开居民、农业、公益性事业以外的所有用电量[40]，因此，亟需完善辅助服务机制，逐步缩小优先发电权的范围，建立燃气机组、可再生能源发电参与市场交易的机制，满足用电计划放开的需求。

2.4 多市场种类、多市场主体及多能源市场发展策略

结合江苏省电力市场实际情况，本文提出了市场种类多元化、参与主体多元化、多能源市场衔接的发展策略。

2.4.1 市场种类多元化发展

在完善多类电源参与江苏省中长期市场的基础上，逐步引入现货市场，最后考虑实时市场建设，同步规范建设辅助服务市场，如图2所示。

a)中长期市场。现阶段，通过双边协商、集中竞价、挂牌等方式，有序规范开展江苏省中长期交易。中长期市场的核心在于落实市场用户与非市场用户的分类用电需求，由于煤电、气电、核电预测精确度高、供电可靠，因此在中长期市场中开展电网公司、售电公司、大用户等市场用户与煤电、气电、核电企业的年度、月度、月内电量交易。对于跨省跨区市场，接受新能源与煤电以“点对网”“网对网”以及发电权交易的形式打捆外送。对于非市场用户所对应的用电量，按照节能减排的原则进行分配。

b)日前市场。随着中长期市场的逐步完善，可引入日前市场。由于风电、光伏发电边际成本低，竞争性强，因此风光新能源发电企业按照电力现货市场交易规则参与现货交易，申报日前新能源发电出力曲线，以保量不保价的方式作为价格接受者参与日前市场，保障优先出清。

c)实时市场。最后考虑开展公平、开放、竞争、有序的实时市场建设，引导煤电、气电、风电、光伏、储能发电企业按需参与系统调整，申报实时发电出力曲线，通过排序进行拍板成交，且按双方报价均值交易，实时滚动出清，保证最终电量平衡。

d)辅助服务市场。辅助服务促进系统灵活调节能力提升，是未来新型电力系统构建的有效保障。目前，辅助服务市场中主要提供深度调峰服务。江苏省现按实际需求进行辅助服务调用，由政府部门定价，未来可参考其他试点地区经验，以集中竞价、边际出清、统一价格、共同分摊的方式规范开展辅助服务交易。

图2 江苏省多类电源参与市场机制Fig.2 Jiangsu's multi-type power supplies participate in the market mechanism

实施灵活性改造后的煤电机组是经济性最高、可靠性极强的调峰电源，因此煤电在辅助服务市场中竞争性优越，可平衡新能源出力不均的特性。燃气机组启停快，运行灵活，是调节性能优良的电源，在辅助服务市场中竞争性也较好。由于新能源的不确定性及波动性问题，其暂时无法参与辅助服务市场，储能装置与新能源发电特性具有互补性，且江苏省储能电站发展势头良好，因此储能提供辅助服务具有较大的优势。为避免个别地区“窝电、缺电”并存等问题，同时积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高电力资源跨省优化利用水平，并提高系统整体调节能力。

2.4.2 市场参与主体多元化发展

培育多元化主体，鼓励发电企业、售电公司、电力用户积极参与电力市场交易，形成多买方、多卖方的竞争局势，增强市场活性。

对于发电企业，现已全部放开燃煤机组发电量计划[40]，逐步全面放开核电机组计划电量，燃气机组市场化电量占比逐步放开至70%以上，扩大山西阳城、皖电东送等区外电源的市场化份额，进一步适时允许可再生能源等优先发电部分参与市场化交易[41]。

对于电力用户及售电公司，降低参与直接交易的工商业用户对应的电压等级，即10 kV及以上用电电压等级的工商业用户可直接参与市场交易；对于电压等级超过35 kV的大用户，可选择与发电企业直接洽谈交易或交由售电公司全权代理，其他用户只能通过售电公司代理参与市场。大用户、售电公司的年度交易电量可逐步放开至年测算用电量的70%及以上。电力用户还可以积极参与需求响应，主动削减尖峰负荷，缓减供需不平衡的矛盾。大用户、负荷集成商等签订的需求响应协议中约定的电力负荷削减量应为当年预计响应指标的150%及以上；1日内需求响应不大于2次，累计时长不多于120 min，最终响应情况按照电网实际需求确定。

2.4.3 多能源市场衔接发展

a)碳市场。深化碳市场和电力市场的耦合，建设电碳综合市场，按照边际成本由低到高的顺序实施电力交易调度，实现碳减排、能源转型协同推进。

对于发电企业，要明确企业内部的碳排放管理机制，进行碳盘查，加速节能减排技术研究，利用碳金融手段盘活碳资产，实现收益。火电等控排企业实际排放量超过配额时可以从市场买入配额或者国家核证自愿减排量，而清洁可再生能源企业可以通过出售自愿减排量的方式获利。发电成本与碳排放成本共同形成电碳产品价格，通过价格动态调整不断提升清洁能源市场竞争力，促进清洁替代。

对于电网公司，积极促进可再生能源的消纳工作，进而促进发电侧减排；完善线路损耗的管理机制，深挖输配电过程中的减排潜力；实施电能替代项目、需求侧管理等，鼓励用户端共同担起减排重任。

对于售电公司，碳交易未来可成为其一项重要的增值业务，增加用户粘性。售电公司可为所代理的大小企业进行碳资产管理，深入碳盘查、管理碳配额、获取余量碳配额收益；为企业低碳发展模式进行量身设计，并提供低碳咨询服务、公司全员知识技能培训等。

多市场主体联合参与电碳市场，稳步推进电力市场与碳市场建设，以市场化手段促进节能减排、激励低碳技术发展。

b)电氢市场。当前技术发展水平下，风光资源的开发受其高不确定性的影响，不可避免地带来了大量能源的浪费。氢能是一种广受青睐的能源载体，在高新能源装机水平的新型电力系统中，无法被消纳的大量风电、光伏电可通过电解水技术制得易于存储、易于运输与利用的氢气，进而提升新能源的利用率。随着“双碳”目标下新能源投入比例的不断增加，电解水制氢技术有望跻身市场主流。具体来看，可再生能源直接电解制氢可以回避高电价，有助于电解水制氢成本的大幅下降，进而助推电解水制氢技术的推广普及。

储氢装置是风力发电储能系统的关键部件，未来可以替代传统的储能技术。通过氢储能将弃风、弃光量存储并利用，合理制订充放电策略，疏导风电、光伏上网电价，提高系统经济收益。

认识到从碳基经济向氢基经济转型的重要性，加快氢基技术和氢基础设施的开发研究，促进多能源市场平稳衔接的发展。

3 展望与建议

3.1 碳达峰碳中和远景展望

展望“十四五”，在“3060双碳”目标下，新型电力系统的建立将秉承“创新、协调、绿色、开放、共享”的新发展理念，实现电力系统清洁低碳、安全高效转型。

a)能源结构加快转型。同时进行生产侧清洁替代与消费侧电能替代，为实现“双碳”目标保驾护航。对于生产侧，推动大网、微能网、分布式等各级网络协调互联，支撑未来可再生能源大规模跨省跨区传输消纳、分布式可再生能源规模化经济利益，提升可再生能源在生产端的结构占比；对于消费侧，电气化是工业、建筑、交通等行业实现“双碳”目标的重要措施。发掘需求侧消纳绿色电力、节能增效管理以及购买绿色证书等多样化需求，充分调动需求侧消纳可再生能源的潜力、积极性。

b)鼓励新能源逐渐转向以报量报价方式参与电力现货市场。初期，新能源采取报量不报价的方式参与现货市场交易，保证优先出清，尽可能实现全额消纳。这种模式和原来上报功率预测给调度类似，关键在于预测准确率，待条件成熟以后，新能源逐步向报量报价方式过渡。降低新能源功率预测误差，提高竞争力，允许其开展在日内、实时市场二次申报量价曲线的灵活交易申报模式。

c)电力结构进一步优化，新增灵活调节优化措施。煤电将逐步由提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰、调频能力的基础性电源转变。

在2030年碳达峰场景中，最大负荷为1.72×109kW，用电量9.2×1012kWh。灵活性调节措施1为火电深度调峰至30%，区外电深度调峰至30%；措施2为区外电力参与深度调峰至50%；措施3为增加15%储能装置。系统综合运行成本、系统弃电率以及二氧化碳排放情况如图3、4所示。采取一系列优化措施后，有效改善系统运行成本和弃电率，增加储能可有效降低碳排放量。

2030年规划场景中，将传统火电进行灵活性改造，系统运行成本大大降低，如图5所示。图6为不同储能占综合成本比重示意图，未来全省新增新能源装机，按照10%～20%配置储能装置，综合新能源发电与储能的互补性，可大大提升系统灵活性，且系统综合经济效益最优。灵活实行系统调节性优化措施，提高大功率、快速峰谷系统调峰能力，促进新能源消纳，保障系统运行可靠性，推进碳中和电力系统建设。

图3 系统综合运行成本与系统弃电率Fig.3 Integrated operation cost and system power abandonment rate

图4 二氧化碳排放量Fig.4 Carbon dioxide emissions

图5 火电参与深度调峰效果 Fig.5 Thermal power participates in deep peak regulation

图6 不同储能占比综合成本比较Fig.6 Comprehensive cost comparisons of different energy storage ratios

d)由于能源结构转型，电力结构优化，新能源高比例并网，储能配套设置、用户侧需求响应以及实施西电东送等项目，多层级保证电力安全稳定供应，这必将导致电源侧与电网侧成本的提高。因此，需要对电价机制进行疏导。在2030碳达峰的发展路径下，传导到用户侧的终端电价将先增后降。电源侧受投资造价和利用小时数的影响，煤电、气电、区外来电度电成本呈上升趋势，核电、新能源度电成本将不断下降，电源侧总度电成本先升后降；在电网侧，新能源送出及其配套加强投资逐年升高，且随着负荷需求增速趋缓，为满足新增负荷的投资逐渐下降，因此电网侧单位输配电成本先升后降。电源侧各能源度电成本累加电网侧成本，以及未来碳市场的实行，累加超配额的惩罚成本和购买碳配额成本，形成传导到终端用户成本，将呈现先增后减的趋势。设计适用于新型电力系统的配套价格体系，满足未来电力市场中的成本回收和用电需求，促进系统可持续健康发展。

3.2 江苏省平稳过渡改革阶段的建议

a)深化各类电源价格改革。持续深化煤电、气电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电等新能源价格形成机制，建立新型储能价格机制，完善跨省跨区工程价格形成机制，完善绿色电价政策，建立信号有效、保障有力的电价机制，充分调动不同主体参与市场的积极性，促进节能减排，保障绿色电力系统安全高效运行。

b)深化电力体制改革。深化主能量市场、辅助服务市场改革。推进构建稳定可持续的双边市场交易模式，引导电力用户与发电商之间签订长期合同，构建以及完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。进一步完善并网发电企业的辅助服务考核新机制与补偿机制。加速推进辅助服务成本向用户侧回收，形成合理的价格传导模式，并借此尝试重构用户对电价认知。

c)推进容量市场规则完善。在当前以边际成本竞价的现货市场中，新能源较低的边际成本和初期接受市场价格的模式不利于其收回投资建设成本，建立容量市场是现货市场各类型机组合理生存，并为投资建设提供有效价格信号的有效措施。保证电源侧稳定运行并争取将煤电、气电以及需求侧响应电源等灵活性电源纳入容量市场范围，缓解电网压力，保证系统平稳运行。

d)推广新能源配额制和绿色证书交易制度。配套发展绿电交易和建立新能源配额制，促进新能源长远的发展及消纳，促进未来新能源在中长期市场中的交易和流动。

4 结束语

本文对新型电力系统的特征、构建新型电力系统所面临的挑战以及应对措施进行分析；然后对不同类型电源与各类电力市场进行匹配，并提出适用于江苏省的多元市场种类、多元市场主体及多能源市场发展策略，进而促进系统清洁低碳安全高效发展；最后对“双碳”目标下新型电力系统的建设进行展望，并提出深化电价改革、深化电力体制改革、推进容量市场规则完善以及推广新能源配额制、绿证机制的建议，为江苏省新型电力系统市场机制设计提供参考。