2023年7月11日，中央全面深化改革委员会召开第二次会议，会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，其核心精神是“要深化电力体制改革，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，更好推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。”
电力体制改革体现了生产关系的变化要求，新型电力系统则反映了电力行业生产力的发展方向，能源生产与消费革命的提法明确了生产关系与生产力的变革力度。保障国家能源安全指明了最终的目标是要把“能源的饭碗端在自己手上”。
发展新能源是主线任务
会议强调：“要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。”新能源作为发展主线再次被明确，能源革命的中心任务就是实现新能源的大规模发展与消费。
清洁低碳的实现离不开新能源
2023年7月3日是地球上有记录以来最热的一天，这是来自美国国家海洋和大气管理局(NOAA)的最新数据。国家气候中心关于今年盛夏全国气候趋势的最新预测称，华北、华中中部和南部、西南地区东北部等地可能出现阶段性高温过程。虽未进入盛夏，全国高温已明显具有“出现时间早、影响范围广、极端性显著”等特征。世界气象组织(WMO)预计今后全球大部分地区气温将进一步升高，可能在5年内出现创纪录高温。
能源活动是我国二氧化碳的主要排放源，接近总排放量的90%。为了应对不断加剧的气候变化，亟需在能源生产与消费过程中降低碳排放量。我国二氧化碳排放将力争于2030年前达峰，努力争取2060年前实现碳中和。2022年，风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时、同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，在未来很长一段时间内将保持高速增长态势。
安全充裕的实现有赖于新能源
随着“双碳”目标的推进，终端电气化水平持续提升，电动汽车大规模发展，预计2030、2060年，我国全社会用电量需求分别约为11万亿度、16万亿度。目前全国仅山西、陕西、内蒙古和新疆等少数省(区)的煤炭可开采储量较大，火电大规模增加发电量难以为继;天然气发电更是受气源制约，水电的开发随着西南多个电站的投运，也已经达到相当高的水平;而核电受多种因素的影响，无法大规模发展。因此，满足巨大的电量增长需求，保障国家的能源安全，近期的主要电量来源也只能是风电与太阳能发电。
按照规划，非化石能源2030年占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上;到2050年，我国风电和光伏发电累计装机将超过50亿千瓦。
新能源高比例电力系统经济运行面临重大挑战
风电与太阳能发电受天气影响大，间歇性与波动性特征明显，且可控性差，给新型电力系统的安全可靠运行带来了巨大的挑战。
新能源存在多周期发电波动
受季节变化影响，新能源发电存在明显的月度不均衡。比如在华北地区，风力发电在2021年4、5、11、12月以及2022年3月发电较多，远超其他月份;光伏发电在2021年4、5、6、7、8月比较多，不同月份的相对量变化也非常大。如果以发电偏少的月份作为参考建设新能源，那么发电多的月份就会形成弃风弃光;如果以发电偏多的月份作为发展参考，那么发电少的月份就存在缺电风险，需要通过其他手段来进行保供。
由于大风与光照经常受气象过程的影响，在一次天气过程前后，新能源发电存在明显的变化。以山西2021年4月为例，风电发电量中旬是上旬的2倍、下旬是上旬的近3倍，跳动明显;2021年10月，光伏下旬发电量也比上旬翻了一番。
受光照与风力变化影响，日内不同时刻的新能源发电波动更为明显，这也是经常为大家所注意到的重点。在很多日子里，新能源发电高峰的几个小时，可能会导致电力系统出现消纳困难;而新能源不足的晚高峰或者晚间时段，则存在如何通过多种手段保障供电可靠性、避免限电发生的问题。
传统手段难以经济有效地应对供需波动
除了新能源之外，电动汽车用电负荷也存在较大的波动，受气候变化因素影响，终端负荷与水力发电的分月、分日与分时波动也在进一步加强。可以预见，新型电力系统面临的供需波动比传统时期要大得多，如何经济高效地平衡供需成为巨大挑战。
利用储能设施调节新能源月度之间的波动，一年之内只能实现两充两放，很明显没有经济性。若通过储能对新能源分日波动进行调节的话，根据天气过程来看，每月充放电循环也就是3次左右，折算到全年不超过50次，不管是化学储能还是抽水蓄能，均无法回本。另外，可能也根本无法提供如此多的储能容量。
如果采用传统手段包括调价、调度指令、调峰、拉闸限电等手段，能否解决问题呢?由于新能源发电的波动性与长中短期预测的难度，一是很难准确地调价，二是更难每月、每日去调价，因此价格与实际供需经常会打架，乃至进一步恶化供需。
在缺乏有效价格信号指引的情况下，即使调度工作做得再准，发用侧的市场主体如果感受不到经济上的刺激，或者像调峰市场一样仅有少量补偿，它们没有动力积极主动参与调度调整，或者即使参与了反而会带来损失，因此就更加难以为继。而拉闸限电带来的停电损失巨大，无法作为电力系统运行的常规调控手段。
电力现货市场建设是电力体制改革的核心
会议指出：“要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新，市场机制创新，商业模式创新。”市场机制创新的重点是建立以现货为核心的交易体系，并以此为基础发展新型商业模式。
现货市场自动引导供需协同
相比在所有的路口都设置一个有人值守的交通指挥岗，现有的红绿灯信号系统很明显更加经济、更加有效，所有城市交通得以井然有序。现货市场也是类似于一种交通信号灯的机制，当新能源发电多的时候，现货价格低，此时火电越发越亏，而用户用电成本极低，乃至为0，因此火电会主动少发、用户多用;当新能源发电少的时候，现货价格高，有时超过1000元/兆瓦时，此时火电发电能获得超额回报，而用户用电成本极高，因此火电会主动多发、抢发，用户会主动少用。
通过价格信号与新能源发电匹配，发用两侧，包含火电、自备电厂、部分水电厂与可调负荷，均可积极响应价格信号，以此实现发用两侧运行与新能源发电之间的高效协同。
借助现货市场这个支点，在保障新型能源系统安全可靠运行的前提下，整个调度管理工作量将极大降低，只需要执行传统的发电计划与发电调度程序即可;另外，现货市场也通过经济联系实现电网与发电、用户之间的高效协同，在实现资源优化配置的同时，有效地保障了新能源消纳与电力保供要求的落实。
现货市场激发技术与模式创新
在现货市场价格信号的引导下，发电侧可以通过深调改造、配置储能、优化运行等方面的探索创新，提供更多的发电侧灵活性;随着电力现货市场的常态化运行，负荷侧生产工艺改造与优化运行、综合能源系统发展、分布式与自备电源投资，也将得到激发，负荷集成商与虚拟电厂等新的商业模式也会不断出现，推动负荷侧可调资源与发电侧实现源荷互动。
总之，为了国家能源安全与应对气候变化，需要建设新能源高占比的新型电力系统。但新能源、气候变化、电动汽车等新型负荷的变化会引发复杂的供需不平衡问题;为了控制平衡管理成本，保障长中短期的电力供应与新能源消纳，建立电力现货市场成为必然。以现货市场为基础，多种新的商业模式将得到有效发展，从而更好地创新多种类型的能源管理与交易服务，实现电价向用户侧的传导，激发更多的资源参与到电力平衡过程中来。
