問題二：如何打破省間壁壘

目前，我國電力交易省間壁壘問題突出，主要表現在：一是地方政府嚴格控制省外購電量，尤其在經濟進入新常態后，某些省份要求除國家指令性計劃電量外，禁止向省外購電。二是行政干預省間交易價格，部分受端省份壓低交易價格，部分送端省份抬高交易價格，致使雙方協商困難，交易難以達成。

打破省間壁壘的關鍵是充分發揮市場機制作用，減少地方政府的行政干預，促進電力資源大范圍優化配置。具體措施包括：一是放開省間發用電計劃，擴大省間市場化交易空間。不同類型的計劃電量可采取不同的放開方式，例如，配套電源送出交易可按照受端省發用電計劃放開比例進行;政府間框架協議和歷史固化形成電量交易可繼續執行協商結果;點對多網的清潔能源交易可采用按照固定比例方式劃分。二是促進市場主體參與交易。進一步放開用戶選擇權，允許用戶參與省間購電。通過組織開展省間發電權交易、省間輔助服務交易等方式，建立起發電側的激勵機制，對受端利益受損的發電機組進行補償。三是促進政府接納省間送受電。建立省間交易利益補償機制，省間交易產生的紅利由送受端省協商(或者按照強制比例)分配，補償受端省損失。

問題三：市場環境下如何促進新能源大范圍消納

完善市場機制特別是現貨市場交易機制是促進新能源消納的關鍵舉措。考慮電力市場建設進度，新能源參與市場需要區分近期和中遠期兩個階段。

近期，由于現貨市場剛起步，新能源可在省內繼續執行全額保障性收購，省間主要采取中長期交易，富余可再生能源電量可參加省間增量現貨交易。省間新能源中長期交易可包括：

一是省間新能源直接交易。放開用戶和售電企業的省外購電權。將優先發電安排以外的輸電通道容量面向市場主體全部放開，由用戶通過雙邊協商和集中競價等方式開展直接交易。

二是發電權交易。組織送出地清潔能源企業與受入地常規能源企業開展發電權交易，擴大省間發電權交易電量。

三是置換交易。鼓勵負荷和發電特性具有互補性的省份開展發電置換交易。同時，為充分利用跨區域省間輸電通道能力，促進可再生能源充分消納，國家電網公司探索開展了跨區域省間富余可再生能源電力現貨交易，即當送端電網調節資源已經全部用盡，各類外送計劃和交易全部落實的情況下，可再生能源仍有富裕發電能力，預計產生的棄水、棄風、棄光電量可參與省間現貨交易。

中遠期，隨著現貨市場的建立，逐步推動可再生能源參與現貨市場，通過市場競爭與政府補貼相結合的方式實現優先消納。根據國際經驗，新能源參與現貨市場主要通過差價合約和溢價競爭兩種模式進行補貼。

一是差價合約模式。新能源發電企業參與新增項目的競標，成功后與政府簽訂差價合約，獲得標桿電價，新能源企業在合同期內所有出售電量以此電價結算。同時，新能源企業參與現貨市場交易，市場收益多退少補。如果市場價格低于標桿電價，不足部分由政府或消費者支付;反之，新能源企業返還超額收益。

二是溢價競爭模式。新能源發電與其他機組按照同等規則參與市場競爭，并在市場價格的基礎上按一定比例獲得補貼。補貼額度可以是固定值，也可以根據電價波動進行調整。我國可因地制宜對不同的可再生能源參與現貨市場模式進行探索，未來，隨著技術的成熟和可再生能源成本的下降，可逐步降低補貼力度，使可再生能源面向市場并最終退出財政補貼政策。

問題四：計劃與市場如何銜接

實現計劃向市場的平穩過渡是電力市場建設的關鍵，重點需要解決兩個問題：一是如何確定計劃電量與市場電量的比例，二是如何妥善處理擱淺成本。

1.合理確定計劃與市場的電量比例

短期內若市場化電量放開比例過大，將影響電網安全運行，對市場各方利益的沖擊也較大;若放開比例過小，將影響電力改革推進速度，難以滿足社會期望。因此，需統籌考慮以下因素循序漸進放開。一是本省的最大市場空間。根據政策要求，核算本省內優先購電、優先發電量，兩者中的最大值決定了該省市場放開的最大空間。二是本省的發電市場結構。測度本省的發電市場結構，若市場力(又稱市場操縱力，表示發電商改變市場價格、使之偏離市場充分競爭情況下所具有的價格水平的能力。一般而言，當發電商的市場份額較大時，將具備較大的市場力)較大，為避免大型發電集團操縱市場，可緩放發用電計劃。三是本省的供需形勢。對本省的供需形勢進行評估，若供需形勢緊張，則暫緩發用電計劃放開。四是中央對相關改革的總體要求，以其作為硬性約束條件。

2.擱淺成本處理

擱淺成本是指由于電力工業管制政策改變所引起的電力企業經濟損失。擱淺成本若處理不當，可能引發失業和社會問題，因此應予以關注。

實踐中，建議政府在處理擱淺成本問題時，不必實施全覆蓋，可采取托底原則。目前，可能需給予補償的發電企業主要包括兩類：一類是按照計劃模式投資建設、尚未完成還本付息的電廠。這類企業在市場競爭中無法回收的部分投資成本屬于擱淺成本，需要補償;而已完成還本付息且能夠維持經營的電廠可暫不補償。另一類是由于改革造成瀕臨破產的電廠。由于省內、省間發用計劃放開、清潔能源迅猛發展，導致機組利用小時數大幅下降，企業瀕臨破產的，也需補償擱淺成本。

在改革初期，可采取三種方式回收擱淺成本。一是對于需要補償擱淺成本的機組，在計劃電量分配上給予合理傾斜，保障其獲得較多穩定的利用小時數。二是通過兼并重組，將需要補償的電廠并入優勢發電企業。三是由省內全體用戶共同承擔。

問題五：如何解決發電市場集中度高的問題

我國發電側市場集中度較高，且存在進一步提升的趨勢，可能引發市場力問題。目前，我國發電市場主要以幾大中央發電集團和省能源集團為主，在部分省份已存在發電企業寡頭壟斷形勢，出現了“價格聯盟”現象。電力央企重組將進一步加大市場集中度。目前，隨著電力企業重組的推進，在部分省份一家發電企業的市場占比將打破20%的界限要求，甚至超過40%。

解決發電市場集中度高帶來的市場力問題，需要多措并舉、綜合施策：一是擴大市場范圍。推動全國電力市場建設，用市場機制打破省間交易壁壘，通過擴大市場范圍降低單個企業的市場份額。二是完善市場規則。在市場機制設計上，完善最高限價、緊急干預等市場機制，運用規則手段抑制市場力。三是強化市場監管。建立嚴格的監管制度，加強對濫用市場力、惡意串謀操控市場等行為的監測，加大處罰力度，加強信息披露監管。

總體來看，深化市場建設任重道遠，國際成熟電力市場經驗雖可借鑒，但決不可照搬照抄，市場模式選擇和路徑設計必須充分尊重我國發展階段和現實國情，并在實踐過程中不斷優化，探索有中國特色的市場化改革之路。