一、问题浮现：市场化转型中的结构性矛盾 近年来，中国新能源装机规模持续扩大，风电、光伏发电量快速增长，电力系统正经历深刻变革。随着新能源电量逐步由保障性收购机制转向市场化交易，上网电价通过现货市场与中长期合同共同形成，配套价格结算机制也相继建立，旨促进新能源消纳、抑制新增煤电装机。 然而，转型进程中的结构性矛盾正逐渐显现。全国人大代表、国家电投吉林能投白山分公司电投绿能热控专家李文辉在接受采访时指出，部分地区已出现新能源"负电价"现象，且有加剧趋势。，在现货市场机制下，煤电机组被迫频繁启停以应对新能源出力波动，不仅加剧设备损耗，也对电力系统整体稳定性构成潜在威胁。 二、原因分析：供需错配与机制设计的双重压力 "负电价"现象的出现，折射出当前电力市场供需结构的深层矛盾。一上，新能源装机规模快速扩张，但电网调峰能力与储能配套建设相对滞后，导致特定时段电力供给严重过剩；另一方面，现货市场价格信号的传导机制尚不完善，市场主体的报价行为在一定程度上加剧了价格波动。 煤电机组频繁启停问题，则暴露出传统电源与新能源之间的协调机制仍存在明显短板。煤电作为当前电力系统的重要调节性电源，其运行特性与新能源出力的随机性、间歇性之间存在天然张力。在缺乏有效补偿机制的情况下，煤电企业承担了大量调峰成本，长此以往将影响其参与市场的积极性，进而动摇电力系统的安全底线。 三、影响传导：绿色氢基能源产业首当其冲 上述问题的影响已向产业链下游延伸。绿色氢基能源作为实现"双碳"目标的重要技术路径，其经济性在很大程度上依赖于低成本可再生能源电力的稳定供给。李文辉指出，在当前电价市场化改革背景下，绿色氢基能源项目余电上网部分的电价收益预期明显下滑，消纳成本同步上升，直接压缩了项目的经济可行性空间，制约了社会资本的投资积极性与产业规模化发展进程。 此传导效应表明，电力市场化改革政策设计，不仅关乎电力行业自身的运行效率，更深刻影响着能源转型全局的推进节奏与质量。 四、对策建议：制度优势与市场机制协同发力 针对上述问题，李文辉从两个层面提出了具体建议。 在电力市场管理层面，他建议更好发挥制度优势与电网调控能力，对电力量价实施科学的宏观管理，防止市场价格信号失真对系统安全造成冲击。同时，应更完善售电市场管理机制，细化市场主体信用评价指标体系，将信用评级结果与保证金要求、交易限额挂钩，推动风险定价与市场准入形成有效闭环，从制度层面提升市场运行质量。 在绿色氢基能源支持政策层面，他建议对示范项目实施保障性电价政策，具体措施包括：将余电纳入机制电量保障范畴，明确保障比例上限；设定差异化竞价区间上下限，为项目收益提供合理的价格底部支撑。通过上述安排，稳定项目长期收益预期，降低投资不确定性，为产业规模化推广创造有利条件。 五、前景展望：稳健转型是高质量发展的必由之路 从更宏观的视角审视，当前电力市场化改革所面临的挑战，本质上是能源系统从传统模式向新型电力系统演进过程中的阶段性矛盾。这一矛盾的化解，既需要市场机制利用资源配置功能，也需要政府在关键环节发挥有效的制度性调控作用，二者缺一不可。 随着新型储能技术加速商业化、电力市场规则持续完善以及跨区域电力调配能力不断提升，制约新能源消纳的瓶颈有望逐步打通。在此过程中，绿色氢基能源等新兴产业的政策支持力度，将在很大程度上决定中国能源转型的速度与深度。
电力体制改革进入深水区，既要用市场机制提高资源配置效率，也要把系统安全与民生用能放在首位；如何在波动性更强的新型电源格局下完善规则、稳预期、强韧性，考验治理能力与制度设计水平。坚持问题导向、加强统筹协同，才能推动电力能源在高质量发展轨道上实现稳健转型。