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四位一体电力市场包含电力容量、电能量、辅助服务和可再生能源配额市场。建立容量市场可以把市场配置资源的作用前移到项目开发建设阶段，引导长期电力投资;建立电能量市场提高电能量的生产、销售和使用效率;建立辅助服务市场实现电力系统频率电压控制等运行调节功能的价值化;建立可再生能源配额市场实现可再生电源清洁发展。四个市场四位一体，不可或缺，共同形成电力市场体系。
建设四位一体电力市场机制的前提包括，原电网公司改组为输配电公司，提供输配电业务;组建多家政策性售电公司，鼓励发电企业经营政策性售电;鼓励成立竞争性售电公司;开放用户。符合条件的市场终端用户可选择直接参与批发市场交易或通过售电公司购电;组建独立的电力交易中心。
其主要任务是要改革发电项目核准机制，建立项目招标容量市场，取消政府下达发电计划的方式，由电力市场确定交易电量。改革电价机制，取消标杆上网电价和目录销售电价，由市场确定交易价格，确定不同电压等级的输配电价;建立辅助服务市场;制定可再生能源配额制度。
电力容量市场机制建设
电力项目开发建设阶段的市场化对资源配置具有很大影响，就像人类优生和优育的关系，电力项目论证和比选是在电力项目出生前的优化，建立新增电力容量市场机制是通过市场的方式从电力项目出生前就开始的电力资源优化配置。建立新增电力容量市场要进一步简政放权，改革现行政府审批制的电力项目发展机制，建立新增竞争性的电力容量市场，引导电力长期投资。
当前项目开发的现状
首先，电源项目的审批环节。目前在项目开发建设环节，政府实行项目“路条”和核准两个节点的审核机制，由业主单位上报，政府审核，一个项目一个审批流程。
项目开发流程过于繁琐，从业主取得开发权到项目核准，涉及技术、经济、环境等多个层面近40余项支持性文件的论证。项目由不同的人员负责，开发经验不能共享，每个项目都需要重新论证分析，论证水平和结论差别很大，难以进行科学的比选，也浪费了大量的人力、物力和财力。特别是个别业主会为了不浪费前期大量的投入，铤而走险，未核先建，严重干扰市场秩序，产生更大的浪费。
此外，受项目业主单位委托的设计单位，其经济利益与项目挂钩，从抢占设计市场份额角度出发，论证过程会有一定的倾向性。因此，政府部门往往需要再投入大量资源用于重新考核项目可行性，造成全社会总体投资成本的提高。
其次，电力规划环节。多年来政府部门没有正式发布电力规划，造成电力发展的无序和电力供需大幅波动。一方面发展目标不清晰，项目是否能上主要看业主单位自己的论证。同时电源发展和电网发展不配套，很多项目具备了发电条件要等待电网送出，造成严重浪费。
新增电力容量市场的基本框架
新增电力容量市场的建立首先要改革现行政府单个审批电力项目的机制，强化政府的战略布局、事前规划、政策引导、事中监管等，提高总体掌控国家电力发展模式和运营方向的能力。企业公平参与市场竞争，自主决策企业的经营发展，效益和风险自主承担。
发挥市场在调节电力供需、电能资源配资、电价决定等方面的决定性作用。通过政府、企业、市场明确定位，建立新增电力容量市场，合理引导电力长期投资，促进电力市场长期的供需稳定、总量适度、清洁环保、布局合理，为国民经济保驾护航。
容量市场的项目招标和容量电价确定步骤
一是省级政府提出市场需求。省级政府根据交易中心提出的用电需求预测、地区经济发展需要和环境承载能力，提出新增能源需求总量、电源种类结构、地理布局和项目的初步建议，作为地区电力发展规划的基础。
二是中央政府编制规划。由中央政府电力主管部门组织省级政府、专业规划设计机构、电力企业共同参与，依据国家经济发展的调控目标、电力消费总量、环境承载能力、技术进步和产业政策等约束条件，统一规划全国及各省电力需求和供给的总量、种类结构、地理布局、可再生电源配额等，编制包括电源和电网协同的五年电力发展规划，并按年度滚动修订。中央电力规划是项目开发的依据，没有规划的项目从机制上无法进入下一个环节，也无法进入市场，杜绝项目违规建设，实现国家对电力发展的真正可控。规划设计机构应在政府编制规划中发挥重要作用。
三是专业机构统一负责国家规划项目的深度可行性论证，并最终获取政府的审核通过，审核通过的项目能够直接进入项目招投标程序(见图)。项目论证阶段，规划设计单位不与项目开发商建立任何联系，最大限度地保证项目的客观可行，彻底杜绝按照可批性进行项目论证的弊端，实现一个地区、一个省或更大范围内项目之间的比选、优化和替代，按照环境承载能力设置不同的电源种类配比和电网的配套。
四是支持性文件集中审核。政府实行审核工作一站式服务，审核过程由专业的规划设计机构申请，没有项目开发单位参与，政府电力项目主管部门牵头，所有涉及的政府部门提供一站式审核服务，集中统一审核，提高办公效率和公正性。
五是项目开发权公开招标。经过政府集中审核通过的开发项目，原则上由项目消纳市场所在的省级政府根据当地需求，选择合适的节奏、时序和优化的方案，向社会发布实施项目，按照公开、公平、公正的原则，统一组织项目开发权向潜在投资者招标。跨省跨区规划的电源项目由电量落地省负责组织业主的项目开发权招标。一般委托电力交易中心具体负责招标工作。
六是业主单位公平参与投标竞争。业主单位按照项目招标的要求，通过自身实力公平参与竞争，公平获得项目开发权。中标单位按照项目招标书确定的开发条件，包括建设方案、建设周期和各种约束条件等来开展项目建设。
七是发电容量电价差异化。招标的过程是确定买卖双方责任、权利、义务的过程。通过公平竞争中标的单位以实现项目招标书确定的全部开发条件为责任，需要满足招标文件的技术经济要求，同时获得相应的权利，包括获得相应的开发建设权、以中标投资总额为基础差异化确定项目容量电价、享受目标市场同等市场成员资格。
八是需求侧实施容量标杆电价。将容量电价从单一制电价中分离出来，建立电力容量市场和容量电价机制。存量发电项目以国家核准时可研报告的投资额和项目周期，扣减折旧和项目服务周期后，确定当前的等效投资额和剩余服务年限，确定发电容量电价。新建发电项目以中标投资额为基础确定发电容量电价和服务年限。发电容量电价加权平均后由目标市场的用户公平分担。新增发电项目时及时更新用电容量标杆电价。
容量市场交易量的确认
对发电机组必须按照机组实际状况，申报可用容量。电力市场交易中心事后确认机组实际可用容量，按照发电容量电价，确定发电企业的容量电费。政策性售电公司、竞争性售电公司、大用户、工业园区等各种用电负荷，按最大负荷需量乘以大于一的系数核定容量，并按统一平均核定的容量标杆电价支付容量电费。
容量市场与跨省送电的关系
容量电价建立了发电与用电的联系，确定了项目的消纳市场。对于跨省、跨区进行电量消纳的发电项目，国家在统一规划中已经统筹考虑了电源和用电的布局、输电输煤的技术经济比较，这些电厂的容量市场、电能量市场和辅助服务市场都在电量落地的目标省，这些电厂除了输电距离远，其余事项与目标省市场内的电厂同等待遇。
电力容量市场的作用
电力容量市场可以优化电力发展的速度和质量，降低电力投资的成本和风险，杜绝电力项目的违规建设，为电能量市场竞争奠定基础。通过建立容量市场，可以厘清政府和企业的界面，政府和机构、企业各方面各司其责，发挥强项，超前谋划电力的科学发展，通过市场机制平衡供需，联接各方利益。
电能量市场建设
电能量市场的任务是在发电和用电之间建立多买多卖、相互直接选择的竞争机制。取消政府核定上网价格，取消政府发电量计划。电能量交易市场可采用双边合同方式，也可以采用集中竞价模式。
电能量市场的交易价格
在电力容量市场和容量价格机制建立后，发电企业在生产运行阶段没有了基建投资成本的压力，在电能量价格构成中无需考虑不同机组的投资差异，主要考虑电能量生产的变动成本，从而提高了电能量市场资源配置和使用的经济性和合理性，有利于发电能力的充分发挥。
容量市场的定价机制使各类电源的投资得到了基本回报，为公平起见，电量电价要分类限价。水、风、核、太阳能等清洁能源在分类的最高限价下与用电企业自主交易，自行谈判形成电能量电价。
电能量市场的交易机制
电能量市场交易以多边合同为主，集中双边竞价补充。
多边合同交易。售电公司、直供用户等与发电企业签订电能量双边合同。电力市场交易中心为电能量买卖双方搭建方便的交易平台，提供多种标准合同范本和标准，买卖双方可以开展多种类型的电能量交易，包括长期、中期、短期标准的多边合同。既可以场外交易，也可以通过电力市场交易中心搭建的平台交易。电力市场交易中心可定期举办订货会。除了双方自愿签订合同外，也可自愿在电力市场交易中心平台进行双边合同的集中撮合。集中撮合为市场提供了价格信号。
由于可再生能源在电能量市场价格偏低，直购用户、售电交易公司、售电服务公司购买可再生能源时有最高限制。除了政府统一规定的分类发电最高限价外，发电和用户之间交易的电量总额、分布、价格完全由双方自行决定，不受第三方干预和限制。发电公司、售电公司、大用户之间通过谈判草签的合同需要提前提交给电力市场交易中心，作为长、中、短期电力电量平衡和电网安全校核的需要。
多边交易最短到日前市场，长、中期合同也需要在日前市场进行确认，并与日前合同一起分解为小时或半小时的交易曲线。日以内不开展多边交易。
电力电量平衡和电力系统安全校核。电力市场交易中心根据发电、用电双方提交的草签合同，进行包括长、中、短期的电力电量平衡，日前市场分解到小时或半小时，并细分发电送出节点和用户用电节点的位置，类似于现在的年度、月度、日前运行方式和时段潮流平衡。将电力电量平衡方案提供给调度机构进行电力系统安全校核。经调度机构校核过的合同，由电力市场交易中心向发电公司、售电公司、大用户反馈意见，确定合同生效或安全校核不通过的原因。
集中现货双向竞价。到交易日前一天，双边交易市场关闭。所有不平衡电量可在交易中心的日前集中竞价平台形成交易计划。
电力市场交易中心建立实时市场，所有市场主体都可以在已经生效的合同之外另外购买或出售电能量，同样细分到小时或半小时的双向报价，电力市场交易中心按照双向报价集中出清的原则确定市场统一的成交价。集中竞价时发电报价仍然有分类限价要求。
发电侧、用电侧集中双向竞价是市场交易中很重要的组成部分，国外经验表明，这部分交易总量很小，但不可或缺，价格波动很大。其原因，一是双边电能量合同在执行过程中不可避免地发生发电设备、用户用电需求的变化，电力系统实际运行的电力平衡与合同覆盖的内容总是有偏差的，现货市场的集中双向竞价主要针对不可预测的变量;二是现货市场价格是合同市场价格的重要参照，只有集中的市场才能不受任何市场主体的影响，集中竞价的电价最能反映市场的基本供需情况;三是为不能履行合同的发电企业、售电公司、大用户提供违约减缓机制。
辅助服务市场建设
辅助服务是为满足电力系统运行调节要求，由市场主体提供的不以单纯发电为目标的服务。为了保证电力系统安全稳定运行，更多地消纳可再生能源并实现电力系统的灵活调节，要求并网发电机组提供辅助服务。辅助服务是有偿的。主要形式包括调峰、调频、调压、黑启动、用户可中断供电等。交易中心制订市场运行规则，负责辅助服务市场报价和结算，调度中心负责辅助服务市场的执行。辅助服务实行统购统销。辅助服务的费用由所有批发市场用户按电量分摊。
辅助服务的交易模式
辅助服务由用户按照辅助服务电价支付，原则上在区域平衡。由电力交易中心负责组织，按照发电侧辅助服务的成本支出事先核定分类辅助服务单价，经过监管机构审定后作为一定阶段的辅助服务电价。实际运行时按照发电企业或用户的意愿由调度机构按需、按意愿调度。
辅助服务的专用账户
在交易中心设置辅助服务专用账户，收支平衡，余额滚动到下一个周期，作为调节辅助服务价格的依据。
可再生能源配额市场建设
促进可再生电源的发展是国家环境保护战略的需要，但是按照目前的技术水平，可再生电源的投资比常规电源高，这部分高出来的投资是需要全社会负担的。为了促进可再生电源的发展，国家在规划中明确了可再生电源发展的总量和布局，在专业的可行性研究中优化了建设方案，通过容量市场解决了部分可再生电源开发建设环节的优化和效率问题。
对于可再生能源配额市场，应划定两个概念，即可再生能源配额和可再生能源积分。
可再生能源配额。各省政府根据本地区能源结构和能源发展战略，确定可再生能源配额比例，即可再生能源发电量与全部售电量的比例。
可再生能源正积分。根据可再生能源机组发电量，给予可再生能源机组相应的正积分，类似商场购物积分。可再生能源正积分可以交易。可再生能源正积分是可再生能源机组获得补偿的重要途径。
可再生能源责任
可再生电源投资和其它所有电力投资一样，最终都是用户负担的。可再生能源配额是电力市场用户应该承担的可再生能源责任。根据用电量和可再生能源配额比例，计算用户应承担的可再生能源配额电量，即负积分。电力市场用户应购买可再生能源正积分，以冲抵可再生能源负积分，保证可再生能源积分的账户平衡。
例如，某省年售电量1000亿千瓦时，省政府确定可再生能源发电量配额比例为8%。年度可再生能源配额电量应该达到80亿千瓦时。某风电场当日发电量为50万千瓦时，则该风电场当日获得积分为50万分。某用电企业日用电量为2000万千瓦时，可再生能源配额比例为8%，则当日可再生能源配额电量为160万千瓦时，即-160万分。
用电企业要通过各种方法，获得可再生能源积分，以冲抵可再生能源负积分。可再生能源机组在发电时，除了可以向电力市场出售电能和容量以外，还可以获得可再生能源积分。
可再生能源积分交易
用电企业为了冲抵可再生能源负积分，必须获得对应的可再生能源正积分。获得可再生能源正积分的方法有三种，一是该用电企业自己拥有可再生能源机组，通过发电积累了可再生能源正积分;二是向拥有可再生能源正积分的发电企业购买;三是向交易中心提出购买正积分的申请。
综上所述，在四位一体电力市场中，发电企业可在四个市场获得回报，一是在容量市场根据招标结果获得容量电费。二是根据双边合同和集中竞价市场交易结果，获得电能量电费。三是在辅助服务市场获得辅助服务补偿。四是在可再生能源市场获得积分的收入。
具体来说，火电企业可以在容量市场获得基本投资回报，在电能量市场获得较高回报，在辅助服务市场根据机组性能获得补偿，但不能在可再生能源市场获得回报。
水电企业在容量市场获得基本投资回报，在电能量市场获得相对低的回报，调节能力强的水电机组在辅助服务市场获得回报，同样不能在可再生能源市场获得回报。
核电企业在容量市场获得较高投资回报，在电能量市场获得回报，在辅助服务市场没有回报，不能在可再生能源市场获得回报。
风电、太阳能发电企业在容量市场获得基本投资回报，在电能量市场获得较低回报，在辅助服务市场没有回报，在可再生能源市场获得回报。
(作者单位为国家电力投资集团，赵风云系国家电力投资集团火电售电部副总经理)
