那么，与传统能源占主体的电力市场不同，新能源占比越来越高的电力现货市场或需重新设计。“比如，煤电价格在电能量市场上所遇到的传导问题，不应依赖容量市场解决，而应在电能量市场上就将传导机制设置好。与此同时，新能源的绿色价值应当在环境市场实现，而不是在电能量市场实现。在电能量市场，可再生能源和常规能源被发现的都是电力价值，应当一视同仁。”赵克斌建议，绿色价值应通过绿证交易和配额制以及与碳市场的联动去实现。

然而，与设计规则相比，目前还要亟需解决的是电力现货市场的流动性。一位不愿具名电力行业资深人士接受《中国能源报》记者采访时表示，电力现货试运行两三年较为平稳，应该尽快迈入常态化交易运行。“比如中长期分时段交易各省都会持续2-4个小时连续开市，滚动成交，但由于技术支撑不够，市场主体经常只会在开市后的5-15分钟、闭市前的15分钟开展交易，中间的大段时间放弃交易。”

俞庆建议，在新能源项目尤其是分布式项目的规划和建设阶段，需要充分考虑实际情况，测算动态收益率，并高度重视运行期的光伏消纳，光-储-充-荷的内部互动和负荷侧运营，才能切实降低新能源项目的长期运行风险。“此外，在电力价格的上下限设置上，要逐步抬高‘天花板’，增加峰谷比。”

上述研究人员直言，在低边际成本、低调节能力的新能源大发展背景下，电力负荷较低时出现负电价可能趋于频繁。对于投资建设而言，可再生能源和常规电源需要合理评估收益预期，并提高对灵活调节能力的重视。“对电力市场的规则而言，负电价体现出市场价格对市场供需状况的反应是清晰的，价格信号的传导是有效的。这样的市场规则可以更好地激发市场活力、促进市场发展。”