在“碳达峰、碳中和”目标的引领下，我国电力系统进入了构建新型电力系统的发展阶段。未来大规模、高比例新能源并网将对电力市场运营管理带来一系列新问题、新挑战。
电价波动引发的履约风险
新型电力系统下新能源结构性占比逐步提高，其出力的间歇性、波动性和随机性等特性使电网平衡成本上升，存在电价波动引发的履约风险。
全球已有超过30个国家的风电和光伏成本低于化石燃料发电。但从系统整体来看，新能源并没有实现真正意义上的“平价”，配套电网建设、调度运行优化、备用服务、容量补偿等辅助性的投资不断增加，整体电力系统成本随之增加，最终向终端零售用户传导。随着新能源逐渐成为主要电源，系统性成本上升已成为业界共识。根据国网能源研究院相关测算，到2025年我国新能源电量渗透率将超过15%，系统消纳成本将是2020年的2.3倍。从国际经验来看，2019年，德国可再生能源装机占比接近40%，十年提高了24个百分点，电价上涨了30%，电费开支甚至达到了普通家庭年收入的十分之一。
终端电价的波动事关经济发展和社会稳定，价格波动可能会引发履约风险，履约风险会导致市场主体破产、影响市场其他主体利益格局、增加调度机构的工作难度。因此，如何推动电源侧降本增效、用户侧节能提效、利用灵活的市场机制提高源网荷储各环节资源调用效率、将电价成本疏导控制在合理范围与趋势，是新型电力系统建设面临的现实问题。
储能参与电力市场交易将会有效缓解价格波动的带来的风险。新能源发电企业可通过配置储能灵活参与市场并提升履约能力，在现货价格较低或者未能出清情况下给储能充电，在现货价格较高时放电获得收益。储能充分利用了新能源发电边际成本低的特点，极大提升了新能源企业的盈利能力,也有助于控制电价成本。
容量充裕性风险
新能源消纳受电力系统调节能力制约，新型电力系统下大量新能源参与市场会降低市场边际出清价格，导致传统能源无法有效回收成本，长期来看带来存在容量充裕性风险。
新能源消纳需通过实时电力平衡实现，要求更多具有灵活调节性能的机组保障消纳。在新型电力系统下，随着新能源并网比例持续升高，对系统调节能力需求逐步提高。按照“十四五” “十五五”年均新增风光装机1.1亿千瓦测算，2025年全国电力系统调节能力缺口将达到2亿千瓦，2030年进一步增至6.6亿千瓦。
传统能源机组提供电力系统灵活调节调节能力，提供市场容量的充裕性保障。低边际成本的风电、光伏发电直接参与电力市场将会挤压传统能源的竞争空间，导致边际发电成本高的传统能源主体主动申报低价，以提高自己的中标概率，最终导致市场的统一边际出清价格降低。传统能源无法通过低边际出清价格回收成本，从长期来看，影响传统能源的投资意愿，导致无法保障电力市场容量充裕性。
为了缓解这类风险，需要政策引导、技术手段、市场机制三管齐下。在政策引导方面首先需要优化新能源建设布局，同时兼顾灵活调节电源的规划及传统能源的灵活性改造。在技术手段方面需要提升新能源出力预测精度作为新能源消纳的基础，并挖掘电力系统灵活性调节技术。在市场机制方面，需要通过市场化机制充分调动各类调节资源积极性，并完善分时电价机制，挖掘用户侧消纳潜力。
零售市场交易复杂化风险
新型电力系统下，源网双向互动成为新常态，零售市场分布式发电交易、虚拟电厂兴起，需要变革市场机制与风险防控机制。
新型电力市场下，零售市场交易品种将愈加丰富。随着电力零售侧市场化的推进，除了电能量交易以外，将会增加需求侧就近交易、负荷互济交易等交易品种，分布式发电市场将自然过渡到带有自平衡性质的零售交易市场。由此衍生的零售市场交易品种、交易方式、交易主体类型都将产生结构性变化，相应地，市场机制的支撑力度、市场运行的风险防控难度也将指数级增长。交易机制、市场风险防控机制与零售侧新型交易需求存在不匹配的风险：一是在新型电力系统运行特性下，交易机制不匹配将无法充分发挥源网双向市场资源的高效调用；二是市场监管机制将无法适应海量零售市场主体增长趋势下，新型零售主体内部交易复杂化、透明程度低而导致的零售市场交易风险。
因此，市场演进方式需要采取循序渐进的策略，未来在市场机制与技术的推进过程中，需要紧密贴合新型零售市场交易的各个环节，利用市场引导作用发挥资源特性与价值。同时，调整市场风险防控的方向与深度，一是重点加强对零售市场虚拟电厂、负荷聚合商等集成性主体的交易行为监控，二是完善对新零售交易品种的穿透式监控方式，为多层次、多交易方向的零售市场发展创造良好运行环境。
