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北极星火力发电网讯:本该是平衡资源禀赋差异利器的省间电力交易却遭遇重重问题。这个尴尬的电力交易模式应该如何改进？

（来源：微信公众号“能源杂志” 文 | 武魏楠）

800多年前，一代民族英雄岳飞带着“踏破贺兰山缺”的遗憾走向了风波亭。在漫长的中国古代史中，宁夏是游牧民族与农耕民族的分界线，同时也意味着这里征伐不断，是一片动荡之地。

而现在，山地迭起、盆地错落的宁夏不仅依靠着地下蕴藏着的丰富矿产资源发展起大量的工业，还依靠着风能资源成为中国新能源发展的核心区域之一。

2021年，宁夏电网联络线外送电量突破900亿千瓦时，达904亿千瓦时，创年度外送历史新高。其中，新能源累计外送183亿千瓦时，创新能源年度外送电量历史新高。

然而就在时间从2021年跨向2022年之际，宁夏首条直流外送工程——银东直流的外送省间电力交易却遭遇尴尬的一幕：作为直流特高压“点对点”交易的试点，银东直流的实际成交电量远不及原定电量额度。“如果按照校核之后的曲线，最终2022年1季度竞价交易只成交5亿度电，落地山东之后，预计省内售电公司亏损1亿元。”一位知情人士告诉《能源》杂志记者。

与此同时，第一批电力现货改革试点省份浙江突然暂停了1月的现货试结算，据知情人士透露，背后的原因也与浙江外来电参与本地电力市场的问题息息相关。

地大物博的中国实际上资源分布十分不均匀，风、光、水等可再生能源集中分布于西北、西南地区，而电力负荷又集中在东部沿海地区。在这样的资源禀赋特征之下，再加上“碳中和”战略对于可再生能源的需求，意味着可再生能源电力的跨区域、长距离交易不可避免，甚至是部分地区实现碳中和的关键因素。

过去6年，在新一轮电改有关电力市场化的改革中，省间电力交易一直是未被太多触及的“禁区”。让送端电源“点对点”地参与受端省份的电力市场化交易，国家发改委迄今只同意银东直流的一部分电量进行试点。在更多的省份里，外来电由电网公司统一购买，扮演着电力市场边界的角色。

在电力短缺问题爆发、电力改革加速推进、燃煤上网电价开放、工商业用户全面入市的大背景下，传统的省间电力交易模式已经难以为继，而新的交易模式却迟迟未能明确。这或许将引发更多的问题。

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买卖双方都不满意的交易

2022年元旦前后的这十几天，参加了银东直流“点对点”试点交易的山东省内售电公司心情就像是坐上了一趟不停翻滚的过山车。

“原本想着在银东直流上价格能比省内便宜一点，可以多赚一些。”一家参与了银东直流交易的售电公司负责人对《能源》杂志记者说，“没想到还要面临这部分交易亏损的可能。”

在银东直流280亿度的输送能力中，180亿度电量由电网公司直接收购，输送至山东电网。剩余的100亿度电量就是“点对点”（送端发电侧电源与受端用户）直接交易试点。其中40亿电量是银东直流3个配套电源与用户双边交易，60亿电量则面向整个西北地区的火电和新能源。

“在此之前，银东直流的外来电不管量是多少，都是一个价格。但实际上对售电公司来说没有影响，因为省内也都是一个价格。银东直流的价格还相对便宜。”山东省电力市场的知情人士说，“但是在现货市场开启之后，就不一样了。”

山东省新能源装机比例超过30%，可以说是名副其实的新能源大省。其中分布式光伏在新能源装机中又独树一帜，因此山东省调度负荷曲线形成了早晨、傍晚两个用电高峰，而除夜晚外，还有中午（光伏发电出力最大时段）的另一个谷段。

截至目前，山东省已经进行了多次的现货连续试结算运行。从过往几次试运行的结果来看，由于光伏大发的影响，白天时段的山东电力现货价格普遍偏低。

从银东直流的竞价交易结果来看，发用双方都报出了0.4739元/度的顶格电价（山东省燃煤发电基准上网价格0.3949元/度，上浮20%之后的价格）。单从交易价格来说并不算意外。进入2022年，电力供需形势和煤炭价格基本面都没有表现出明显好转的趋势，顶格上涨20%的电力中长期价格几乎是各省的标配。

问题就出在了山东的现货价格上。对于售电公司来说，与省内发电企业签的中长期价格并非最终的成本。省内中长期 现货，最终的结算价格要低于0.4739元/度。

但送端省份的发电企业也不满意。因为银东直流的送电负荷曲线实际上是带调峰的。“简单地说，银东直流的标准曲线是在中午减送部分电量的。”熟悉银东直流的人士告诉《能源》杂志记者，“所以中午低价时段售电公司亏得少，但高价时段售电公司赚的多。”

于是这场发电侧、用电侧都不满意的神奇交易就这样诞生了。在40亿电量的定向配套双边交易中，发用双方最终的协商价格略低于0.4739元/度。最终的成交电量也只有38亿度——低于原定的40亿电量额度。

然而谁也不会想到，更大的问题出在了那60亿的竞价交易之中。这也是可能导致售电公司1亿元亏损的直接原因。

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曲线被变动

60亿的年度电量，平均到每一个季度即15亿度电。“考虑到春节停产的因素，1季度的出清电量大概是不到14亿度。”上述知情人士说，“但是没想到一季度的竞价出清之后，西北调度直接把9点到17点白天时段以外的负荷曲线校核掉了。最终成交只有5亿多度电。”

据《能源》杂志了解，调度对交易出清后的送电负荷曲线进行校核是正常的操作流程。而砍掉部分时段的负荷曲线在以往也有先例。“2021年银东直流就被砍掉了部分高峰时段，但没有今年这么大的规模。而且没有现货的话，售电公司也就不存在太多亏损的问题。”

2021年严峻的电力短缺问题可能是导致西北调度采取极端曲线校核的原因。作为送端，宁夏乃至整个西北地区看似电力装机容量相比于用电负荷是严重过剩的，但实际上存在着不少隐患。由于西北地区新能源装机比例较高，因此电网对于调峰的需求也更高。

从西北地区用电负荷来看，1季度的晚高峰负荷甚至还大于早高峰。西北调度直接“截留”整个晚间时段的负荷，也保证了西北地区一旦遭遇晚高峰电力紧缺的情况，有足够的备用电源。

西北地区电力安全稳定供给更有保障了，但银东直流的发电与用电侧要受苦了。发电企业少了稳定的发电量，而且宁夏地区的上网电价无疑要低于山东市场的电价（宁夏燃煤发电上网基准价为0.2595元/度）。用电侧的售电公司一下子缺少了原本高现货电价时段的盈利机会，只能在白天的低现货电价时段高买、低卖。这才有了预计的售电公司1亿元亏损。

据山东电力市场相关人士猜测，西北调度如此极端的曲线校核背后的动力来自于送端的地方政府。而地方政府则可能是叠加考虑了保障电力供给稳定的因素。无论原因如何，这一结果都给山东省内市场主体造成了很大的震撼。

“校核结果出来之后大家都很懵，不知道后续会怎么发展。”一家售电公司负责人说，“还有传言说可能会重新组织交易。”

显然，重新组织交易对于省间交易的严肃性会是极大的打击。在元旦前山东方面出具校核不通过的意见之后，北京电力交易中心陷入沉默，直到元旦之后，才算有了定论。

“按照银东直流的标准曲线出清，最终1月成交0.98亿度电。”山东省内知情人士告诉《能源》杂志记者，“西北最终只给出了15万的送电负荷。”

从1季度接近14亿度电，到1季度5亿度电，再到现在最终1个月仅0.98亿度电。银东直流的“点对点”竞价交易成交量直线跳水。而且目前也只解决了1月份的交易问题，2、3月的交易该怎么办尚无头绪。“三四季度银东直流的曲线不太好，可能到时候参与的售电公司更少了。”

银东直流“点对点”交易的这幕大戏可谓是高潮迭起。暂时落幕之后，让我们把视线再转向另一个外来电大省——浙江。

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外来电逼停现货？

2022年1月10日，浙江电力交易中心发布《省能源局关于做好2022年度电力市场化交易相关工作的补充通知》，其中明确规定了部分省外来电可以直接与购电侧签约：“宁东基地煤电……参与省内市场化交易，与电力用户或售电公司签订市场化交易合同。……皖电基地煤电与省内电力用户或售电公司开展年度、阅读双边协商意向洽谈……”

这给了浙江省内售电公司当头一棒，因为在2021年12月10日印发的《浙江2022年电力市场化交易方案》中写的很清楚：“除保障居民、农业用电的保障性电源外，其它各类电源的省内外发电企业参与电力市场化交易，确保市场内发用两侧可交易电量规模匹配。”

仅仅只过去了1个月的时间，同一个主管部门（浙江省能源局）就改口给出了不同的政策。“而且宁东煤电和皖电基地的电量基本没剩多少了。90%都已经被电网公司在2021年12月一口气打包买下。”浙江省内一家售电公司负责人无奈的对记者说。

按照国家发改委的指示，浙江省在2021年12月启动了电力现货双边结算试运营。在这次试运行中，浙江严格遵照《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）的指示，推动全部的工商业用户开放进入市场。

然而在工商业用户全部进入市场的同时，浙江省并没有能够推动全部电源进入市场。截至2020年，浙江省外来电在全社会用电量中的比例达到36.87%。而仅仅在2010年，浙江省的外来电比重还只有9%。就是这样一个举足轻重的电源，且在2021年12月的现货结算试运行中没有进入市场。这也就意味着市场内发用两侧可交易电量规模出现了不匹配的问题。浙江市场也就传出了“买不到电”的情况，甚至产生了“外来电直接逼停现货试运行”的说法。

作为对外来电依赖程度较大的经济大省，浙江省在电力市场规则制定之初就考虑到了外来电如何参与市场的问题。但在来自多方的重重阻力之下，浙江省的外来电始终由电网公司垄断购买。

在工商业没有全部入市的情况下，电网手中除了有保障性用电（居民、农业等）之外，还有大量的工商业用户，外来电不愁销量。但是随着工商业用户全部进入市场，电网手中的电量却没有减少，直接导致了外来电没处卖，市场内用户买不到电。

即便如此，我们也无法简单得出“外来电直接逼停现货试运行”的结论。浙江市场主体认为这一表述将复杂的问题简单化了，而且也并不准确。“现货暂停的主要原因还是政府认为目前的进度太赶了，需要把中长期交易等一些政策先理顺。”一家省内发售一体化公司相关人士告诉《能源》杂志记者，“外电参与中长期交易确实存在管理上的问题，但应该相信各方的智慧，估计现货很快会再度启动。”

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矛盾与痛点

同为外来电比重较高的用电大省，浙江与山东遭遇的外来电困局一定程度上暴露了目前省间电力交易存在的一系列局限性。

在银东直流的案例中，无论是电网方面还是山东的市场主体，都表示问题的爆发让人遗憾。“站在受端的角度来看，用户侧的利益确实受到了损害。”山东能源主管部门内部人士对《能源》杂志记者说，“但调度的做法，还有地方政府的考虑也都是实实在在存在的问题。所以并不能简单的将责任推给任何一方。”

事实上，山东省内的售电公司自己也要承担一部分责任。据了解，按照银东直流交易规则，用户侧实际上可以分时段进行报价。“但省内售电公司都习惯了原来的一口价按电量交易的模式。没想到交易结果出清后按时段校核了。”上述知情人士说，“现货条件下，中午的价格比0.4739元/度差不多要低0.2元/度。5亿电量就直接亏了1亿元。”

如果说用电侧的问题会随着市场经验的积累逐渐减少，那么发电侧的行为更多凸显了地方政府在当前规则下，面对电力短缺问题的无奈。

在2020年和2021年国网宁夏电力公司的有序用电方案中可以发现，尽管宁夏电力供应整体仍呈现供大于求的局面，但区域性、时段性电力紧张的局面仍有可能发生，宁夏电网电力电量平衡情况已由“电力电量富余”转变为“电量富余、部分时段电力存在缺口”的现象。

2021年9月份之后的全国性电力短缺中，宁夏当地政府相关用电企业开展了20余次错避峰用电生产计划，但供需矛盾仍然突出。考虑冬季采暖用煤需求加剧，发电厂电煤供应问题、煤质差导致发电出力减少、区外电力调剂降低等因素，加之用电负荷持续增长，预计今（2021年）冬明（2022年）春部分时段电力缺口约200-600万千瓦，全区电力供需形势十分严峻。

在这样的情况下，西北地区自然不会眼看着数百万千万的电源全力参与山东省的电力交易，而放大本地的电力短缺风险。“这是对当地的居民、工商业，乃至经济发展负责的做法。”

发电企业更愿意参与受端省份电力交易自然也没错。前文已经提及，山东与宁夏的燃煤发电基准电价相差超过0.1元/度，即便是算上特高压的“通道费用”，发电侧在山东市场的收益也明显更多。

“而且被留在当地的电源其实发电小时数要少很多。毕竟宁夏的电力需求有限，真正需要这些电源出力的时间段可能只有迎峰度夏、冬季高峰等少数时间段。更多的时候，火电机组要给新能源发电让路，偶尔承担调峰作用。”

而浙江的案例则可以直接宣判传统的“网对网”省间电力交易模式进入终结。工商业用户全部入市的情况下，外来电是否参与本地电力市场对市场内供需平衡产生了极大的影响，甚至可能左右市场价格。尽管有传言说浙江电力公司通过转让合同的方式，把多余的电量出售给了售电公司。但这种某种意义上违背政策的做法，只能说是权宜之计。

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省间交易：动了谁的蛋糕？

看得出来，尽管“点对点”的省间交易存在诸多问题，但还是比现在绝大多数的“网对网”或“点对网”省间交易要进步些许。可银东直流依然还只是“千顷地里一棵苗”的试点。

据《能源》杂志获悉，在2021年12月23日的国家发改委会议上，国家能源局与央企发电集团在谈及省间电力交易时就提出更多地放开“点对点”交易。但国家电网公司依然表达了反对意见。

“对于电网来说，省间交易的大规模改革可能会产生诸多影响。”一位接近电网的人士说，“从这些角度来看，电网公司很难主动的改革省间交易模式。”

首先最直接的就是省间交易电量会发生变化。全面放开“点对点”交易之后，什么时间、交易多少电量，都与电网公司没关系，而是发、用双方协商谈定。而这可能直接导致现有的省间交易电量下降。

“即便是对外电需求比较大的省份，也并不是一年四季都需要外电的补充。”上述人士说，“一般夏季和冬季是外电需求的高峰，春秋季外电需求偏少。但是目前电网往往会在外电需求淡季也保持一定的外电比例。”

省间交易电量的多少与直流特高压的利用率直接相关。目前部分特高压线路的利用率没有达到接近100%的水平，即便是目前高利用率的线路，在开放“点对点”后，也可能在春秋淡季出现电量减少的情况。

而这就直接引发了下一个问题——投资回报率下降。目前国内特高压线路建成投产大多不超过10年，还处在投资回收的阶段。省间交易电量的下降直接影响了电网相关收入。而且工商业用户全部进入市场后，电网无法再赚取差价电费，特高压收入来源仅为单一的输电费用。

特高压线路获批建设之前必然都有投资可行性报告。但彼时电网收入结构相对更多，除了输配电价，还有峰谷电价下的交叉补贴费用、售电差价。如今砍去了枝枝蔓蔓，输电价格可能独木难支。

浙江一家售电公司负责人告诉记者，浙江省电力公司打包了皖电和宁电之后，可能会通过挂牌市场出售。“转卖电量可以让电网多一笔收入。原本峰谷电价的价差补贴差不多可以达到3分钱，单靠输配电价，电网的收入缺口可能弥补不上。”

最后，也可能是最重要的一点，“点对点”交易规则的完善，意味着原本“交易结果服从调度”的原则将会变化成为“调度服从交易结果”。类似今年银东直流交易出现的情况未来将很难再出现。

这不仅对电网的调度权力产生了挑战，在电力紧缺的大背景下，对地方政府也有着不小的压力。直流特高压往往配备了配套电源，还可能会有受端省份企业的参股，不过这些电源的调度权却归于送端区域。这种搭配模式在电力供给相对宽松的时期，虽然也偶有Bug，但最终还是能达到皆大欢喜的程度。

可一旦电力短缺，资源对于地方政府就成为香饽饽，但是资源又会天然朝着价格更高的地区流动。这就形成了不可调和的矛盾。“但电力短缺是短期性的问题，不可能长期存在。如果重新进入电力富裕阶段，外送电的地位可能就会下降了。到时候也许会出现送端想卖，受端却不想买的情况。”电网内部人士说。

中国坚强的大电网建构对于大规模的省间电力交易是一个积极因素，但是电量输送份额如何从国家电网的统一调度到直接交易的转变，仍需厘清电网、发、售两侧的利益。物理连接便利性的提升，也意味着电价在不同区域之间的趋同性在增强。除非以行政命令和物理手段隔绝，否则发电资源一定更愿意选择价格、收益更高的市场，进而逐渐拉近不同市场间的价格。

多元化的买方与卖方，这必然会是省间交易不可逆的趋势。在这样的情况下，明确配套电源归属、界定好送端电源参与受端市场的边界程度，这是摆在规则制定者面前的当务之急，也是考验地方政府平衡短期利益与长期收益的关键点。电力体制改革改革就是变法，新法出台需要立木赏金建立的信誉，如果因为短期事件老是临时调整政策，最终必然失败。

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2021年电费涨价最新消息现在电价格多少钱一度-万年历

      今年电价迎来了一波上调，这次改革后各省电价多少钱一度电呢?据了解，以湖北为例，湖北10月增量交易，成交价格499.32元/兆瓦时，按基准价0.4161元/千瓦时算，涨幅20%。一起来看看2021年电费涨价最新消息。
      10月12日，国家发展改革委印发《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并将燃煤发电交易价格上下浮动范围扩大到均不超过基准电价的20%。文件下发后，部分省份陆续组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易。
湖北:较基准价上浮20%
      湖北10月增量交易，成交价格499.32元/兆瓦时，按基准价0.4161元/千瓦时算，涨幅20%。
山东:均价较基准电价上浮19.8%
      10月15日，为贯彻落实《通知》要求，缓解全省电力保供压力，按照省发展改革委、省能源局和山东能源监管办要求，山东电力交易中心在文件生效当日率先组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，共有49家燃煤发电企业(97台机组)与79家售电公司和5家电力用户参与，成交电量110.7亿千瓦时，成交均价较基准电价上浮19.8%。
江苏:较基准价上浮19.94%
      为贯彻落实《通知》要求，疏导燃煤发电企业因煤炭价格大幅上涨带来的成本倒挂、严重亏损情况，缓解企业生产经营压力，切实保障全省电力安全可靠供应，江苏省及时调整了相关规则和价格上浮20%的幅度(最高价469.2元/兆瓦时)，于10月15日组织开展了10月中旬月内挂牌交易。
      本次交易共成交电量19.98亿千瓦时，成交均价468.97元/兆瓦时(比江苏燃煤基准价高7.797分/千瓦时，上浮19.94%)。此次交易是江苏省在《通知》开始实施的首日组织开展的市场交易。
贵州:较基准价上浮19.97%
      10月21日下午，随着11月月度集中竞价交易在贵州电力交易中心成功交易，贵州成为在深化燃煤发电上网电价市场化改革后，南方区域内率先通过集中竞价交易落实“基准价+上下浮动”的省份，此次交易成交电价0.4217元/千瓦时，较基准价上浮19.97%。
国网东北分部:完成燃煤发电企业上网电价市场化改革后首笔省间电力交易
      国网东北分部于2021年10月21日组织召开了燃煤发电上网电价市场化改革东北电网省间电能交易启动会。
      会后东北分部迅速响应，随即协调各省区电力公司及燃煤发电企业，组织开展10月中旬月内省间挂牌电力交易，本次交易共成交电量1亿千瓦时，此笔交易为《通知》下发后东北地区的第一笔省间交易，标志着东北地区跨省电力交易正式启动，燃煤发电企业上网电价市场化改革落地实施。实现了计划比例分电向市场化交易的平稳过渡，同时也实现了历史性突破，蒙东市场化交易火电落地黑龙江，打破了蒙东火电不能北送的历史，实现更大的范围由市场来优化配置资源，更大范围疏导火电企业的燃煤成本。
      另外，受政策影响，部分地区相关方案尚未明确，延期组织交易。
安徽:延期组织2021年10月份月内以及11月份、12月份月度集中直接交易
      安徽电力交易中心有限公司10月15日发布通知称近期，国家发展改革委印发关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，对电力市场产生一定影响。鉴于我省相关落实具体措施尚未明确，原定于2021年10月19日-20日组织开展的10月份月内集中直接交易与11月份、12月份月度集中直接交易延期组织，具体组织时间另行公告通知。
重庆:暂停2021年11月电力直接交易
      重庆电力交易中心10月14日发布通知称，国家发展改革委印发关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知，对电价市场化改革、电价机制等提出了新要求，目前重庆市的实施方案尚在研究制定中，为此决定暂缓组织11月电力直接交易(交易时间另行通知)
      本文内容回顾，2021年电价格多少钱一度?据了解，今年电费迎来了一波涨价，比如湖北10月增量交易，成交价格499.32元/兆瓦时，按基准价0.4161元/千瓦时算，涨幅20%。

企业面临电力市场有什么难题？

电力现货市场：六大关键问题待解
2019年我国电力市场建设取得重大进展，但随着电力现货市场推进，一些深层次矛盾和问题逐步浮出水面。2020年，市场建设重点在机制，要通过健全完善市场机制解决六大关键问题。
一是计划与市场双轨运行问题。
我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。
面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。逐步研究“保量竞价”具体操作方式，细化各类发电主体的放开路径，在确保电网安全和民生保障的同时建立公平竞争的市场机制。
二是省间与省内市场衔接问题。
目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间。
实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上，尽量规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统技术标准和接口，为推动全国统一电力市场建设奠定基础。
三是中长期交易与现货市场衔接问题。
在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。如在去年试运行期间，出现了现货市场价格普遍偏低的现象，价格发现作用未充分发挥。长期来看，还可能影响用户签订中长期合同的积极性。
建议针对存量中长期合约尽快明确电量的曲线分解方式，在组织签订中长期合约时要求市场主体明确曲线或约定曲线形成方式，并建立中长期合同电力负荷曲线的灵活调整机制。同时，明确中长期与现货市场的关系，通过中长期交易与现货交易的协调运作，共同促进资源高效配置。
四是新能源参与电力市场问题。
目前，各省新能源参与现货市场的方式存在一定差异，甘肃采用“报量报价”方式，山西采用“报量不报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。如何根据各省的实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保障性收购与市场交易有序衔接，以实现新能源消纳的目标是我国电力市场建设需要重点解决的难题。
新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制，新能源发电的波动性、市场参与方式对电网和市场运行产生了直接影响，部分省份因为新能源大发，需要省内大量火电机组启停或深度调峰，甚至调用跨省资源调峰，需要建立更加合理的辅助服务市场机制来保障新能源消纳。
五是市场力风险防范问题。
我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。
市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。例如在市场设计阶段就对市场集中度进行测算，并采取合理的方式优化市场结构防范市场力。市场运行中采用行为测试方式限制发电企业行使市场力，保证市场平稳有序起步。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构经协商后设置市场申报价格上下限。
六是调峰调频资源参与市场问题。
近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。
逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。