●当前，我国能源体系正处于绿色低碳转型的关键阶段，应坚持有效市场和有为政府相结合，深化体制机制改革，加快推动新型能源体系建设。
●新型能源体系下，以化石能源为主的传统供能模式将发生重大变革，能源结构将逐步向清洁化、低碳化、多元化转型。
●随着新能源装机规模持续增长，新能源在促进能源绿色低碳转型、建设能源强国中将发挥越来越重要的作用。
●需进一步健全完善电力市场、绿证（绿电）交易与碳排放权交易协同发展机制，引导实现绿色高效用能消费。
能源是现代经济社会发展的基础和命脉。党的二十大报告提出，“加快规划建设新型能源体系”。2023年12月召开的中央经济工作会议强调，“加快建设新型能源体系，加强资源节约集约循环高效利用，提高能源资源安全保障能力”。当前，我国能源体系正处于绿色低碳转型的关键阶段，在规划协同、新能源消纳、多市场协同等方面仍存在与新型能源体系不相适应的体制机制堵点卡点，应坚持有效市场和有为政府相结合，深化体制机制改革，加快推动新型能源体系建设。
切实增强能源多品种规划协调性
新型能源体系下，以化石能源为主的传统供能模式将发生重大变革，能源结构将逐步向清洁化、低碳化、多元化转型。聚焦能源结构转型需要，我国能源规划体制机制逐步从计划命令式向指导性转变、从单纯“以供保需”向“供需协同”转变，但在支撑新型能源体系建设上仍面临一些关键问题和挑战。一方面，各级能源规划的协调性不足，中央和地方在能源总量、结构等方面规划上不协调的现象时有发生，部分地方存在规划发展目标超过上级总体目标，建设规模、布局和速度与上级规划不一致的情况。另一方面，涵盖不同能源品种、环节的规划体系尚未完善，各能源品种的生产、传输、消费均相对独立，制约能源品种间协同互济发展，源网荷储规划也存在一些不协调现象。此外，能源规划与市场化改革、政府监管等仍存在协同性不足的问题。因此，亟须进一步完善能源规划机制，加强各类规划有机贯通、相互协调，推动能源规划体系变革升级。
建议统筹各级各类能源规划，理顺能源规划与其他规划、市场化改革以及能源监管的关系。建立适应区域重大发展战略需要的区域能源规划体系，推进能源经济区划与行政区划解耦。打破各能源品种相对独立的规划方式，推进化石能源与清洁能源能源规划与市场化改革、政府监管之间的协调机制，将市场化改革、政府监管环节的相关要求与能源规划实际相衔接。
持续提升新能源消纳能力
随着新能源装机规模持续增长，新能源在促进能源绿色低碳转型、建设能源强国中将发挥越来越重要的作用。然而新能源“大装机小出力”特征明显，无法提供稳定的出力保障，促进新能源电力高效消纳存在诸多挑战。一方面，新能源市场化消纳机制尚未健全，新能源入市后收益面临较大的不确定性，且新能源出力的波动性与不确定性导致其在部分市场强制规定的中长期合约比例下面临较大的偏差考核压力，影响新能源入市积极性。另一方面，新能源快速发展导致边际电价下降，传统电源发电空间受挤压的同时，其容量、调节价值尚未有效体现，将导致系统供电容量充裕度与灵活调节能力下降，难以保障新能源出力得到高效消纳。因此，提升新能源消纳能力，既要完善新能源市场化消纳机制，解决新能源消纳的主动性问题，也要提升电力系统灵活供电能力，解决新能源消纳的保障性问题。
在完善新能源市场化消纳机制上，建议推动新能源机组以政府授权合约方式参与市场，通过竞争性方式形成差价合约价格，新能源机组不签订市场化的中长期合同，直接参与现货市场交易，全部电量按照差价合约价格进行结算，给予新能源发电商稳定的收入预期。同时，配套设立调峰运行激励机制，激励其通过配储等方式自主优化机组出力曲线。
在提升电力系统灵活供电能力上，既要解决“有”的问题，保证供电容量的充裕性，完善发电容量成本回收机制，以容量补偿机制起步，逐步向容量市场过渡，同时也要解决“调”的问题，提升电力系统灵活调节能力，完善辅助服务补偿机制，探索开发多元辅助服务产品。研究在我国辅助服务市场增加转动惯量、爬坡、调相、稳控切机、快速切负荷等辅助服务品种，并逐步提升电力用户辅助服务费用分担共享比例。
促进电力市场、绿证（绿电）交易与碳排放权交易协同发展
我国绿电、绿证与碳排放权交易市场从无到有，市场政策逐步完善，市场定位逐步清晰，市场运作逐步协同，基本实现了电力资源与环境资源的优化配置。但仍存在诸多挑战，如参照省级碳市场试点将电力间接碳排放纳入全国碳市场将产生重复核算付费问题，额外增加用户用电负担，直接烧煤、烧油反而比用电支付的相对环境成本低，与国家倡导推行的“以电代煤”“以电代油”等政策导向不符。因此，需进一步健全完善电力市场、绿证（绿电）交易与碳排放权交易协同发展机制，引导实现绿色高效用能消费。
将电力间接碳排放纳入碳市场核算是我国试点碳市场的独有制度安排，在政府定价环境下将有助于推动用户侧节能。当前，我国电力市场化改革已全面铺开，原有市场环境条件已发生根本性变化。从国际实践来看，国际典型碳市场仅将直接碳排放纳入碳市场核算范围。因此，在未来全国碳市场建设中，仅将重点控排企业生产过程中的直接排放纳入碳市场，是更符合国际惯例也更为科学合理的选择。
若仍将电力间接排放纳入碳市场，则需要进一步考虑绿证（绿电）的碳减排效益量化、绿证在碳市场中的应用范围、绿证与CCER抵扣碳排放量的路径选择等问题，建立健全绿证（绿电）抵扣碳排放量的方法和标准体系，推动可再生能源仅通过绿证抵扣方式参与碳市场，持续完善适应市场衔接的价格机制，明确绿证在可再生能源电力消纳保障机制和碳市场的应用范围。
(南方电网公司政策研究部魏俊杰、卢智、周杨，南方电网能源研究院陈政、黄国日对本文有贡献）
