日前，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（以下简称《指导意见》），明白准确地提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2035年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求。

  “统一电力市场”什么样？对发电、输电、配电、用电有什么影响？新能源和传统能源在其中将分别扮演哪些角色？

  2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发实施，标志着中国开启新一轮电改。配套发布的《关于推进电力市场建设的实施建议》明确，电力市场主要由中长期市场和现货市场构成，电力市场体系则分为区域和省（区、市）电力市场。

  国家发改委有关负责的人介绍，新一轮电改实施以来，中国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，价格机制更完善，市场化交易电量比重大幅度的提高。2021年，全国市场化交易电量达3.7万亿千瓦时，同比增长17.2%，占全社会用电量的44.6%，是2015年市场化交易电量的近7倍，年均增长约40%。

  不过，电力市场稳步发展的同时，新的问题也随之涌现。特别是各地在“省内电”“省外电”“外送电”的协调使用上有矛盾，跨省跨区的交易壁垒多年来不同程度地存在。实现能源资源在全国范围内优化配置，就要建立“全国统一电力市场”。

  “进行跨省跨区的电力传送，需要有一套市场机制来决定电力交易的量和价。”清华大学能源互联网研究院副院长陈启鑫和记者说，此前，交易主要是依靠政府指定合约，这类合约通常周期较长，难以动态、准确地反映电力的真实成本和价值。

  与此同时，由于各地的用电结构、价格承受水平等各不相同，开展现货交易试点的省份在市场规则、市场准入等方面也存在差别。山东一家发电企业负责人向记者介绍，在不同省份参与交易，需要先了解该省份的交易规则，这在某些特定的程度上增加了企业交易成本，对市场主体售购电造成一定阻碍。

  能源形势的变化也对电力市场提出了新要求。伴随“双碳”目标的提出，中国新能源发电占比大幅度的提高，但能源基地集中开发和负荷中心分布式建设共存的趋势，带来严峻的消纳难题。“我国清洁能源大多分布在在‘三北’地区，由于周边区域负荷强度不高，整体消纳程度受限。”陈启鑫表示，这就迫切地需要发挥市场优化配置资源的决定性作用，通过市场行情报价信号引导清洁能源统一规划、科学布局、高效利用。

  “2030碳达峰、2060碳中和战略目标对中国电力市场建设提出了新要求，需要加快全国统一电力市场体系建设，推动电力行业加快转型。”国家发改委上述负责这个的人说，要在全国更大范围内促进电力资源共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，以市场化手段减少相关成本，实现能源清洁低碳转型和高质量发展。

  针对现行电力市场的问题，此轮电改将重心锚向“加快建设全国统一电力市场体系”。那么，全国统一电力市场体系包含哪些层面？如何建设？

  “健全多层次统一电力市场体系包括加快建设国家电力市场，稳步推进省（区、市）/区域电力市场建设，引导各层次电力市场协同运行和有序推进跨省跨区市场间开放合作。”国家发改委前述负责人介绍。

  记者注意到，在跨省跨区电力市场和省间电力市场 “两级运作”基础上，《指导意见》明确要加快建设国家电力市场，并首次提出“研究推动适时组建全国电力交易中心”。

  陈启鑫分析，现有的电力市场交易体系已能支持一定规模的电力交易。随着跨省跨区交易在全国范围内持续不断的发展，将推动不同交易中心采用新的组织形式实现各地电力市场相互协同、信息交互、业务交互等。“伴随交易范围逐步扩大，需要相应的交易机构给予支撑，全国电力交易中心旨在起到这样的作用。”

  如何处理统一电力市场体系中各层次电力市场的关系，一直广受业界关注。为了引导各层次市场协同运行，《指导意见》一方面明确了全国电力市场体系中各层次市场的功能定位，如省（区、市）市场主要发挥基础作用，负责保证省内电力基本平衡和省内电力资源的优化配置；区域市场开展跨省区电力中长期交易和调频、备用辅助服务交易，优化区域电力资源的配置；国家电力市场则负责省（区、市）/区域市场间的共享互济和优化配置。另一方面，明确各地根据真实的情况，宜省则省、宜区则区。未来，省（区、市）市场能直接或融合成为区域市场后与国家市场融合发展，以此在更大范围内实现能源资源的优化配置。

  交易机制的统一是推动各种类型的市场主体顺利参与交易的重要保障。电力规划设计总院政策研究室副主任凡鹏飞介绍，《指导意见》提出要规范统一市场基本交易规则和技术标准；完善电价形成机制，统一规范各地电力市场行情报价规则；健全完善电网企业相关业务流程和制度标准等，将有效化解统一市场发展难点，有助于实现更大范围的电力市场交易。此外，《指导意见》要求厘清跨省跨区与省内市场的经济责任边界，逐步加强输配电成本管理，优化输配电价结构，妥善处理政策叉补贴，以打通电力资源在各层次电力市场中的优化配置渠道。

  记者了解到，在新能源发展初期，有关部门采取量价固定模式激励投资者进入新能源行业。在固定的电价制度下，新能源价格结算时一部分执行当地燃煤机组标杆上网电价，由电网公司支付；高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分，由有关部门进行补贴。这种模式有力促进了新能源的发展，但也造成较大的补贴缺口。

  “面对加快速度进行发展的新能源，以政府定价进行补贴的方式不再适用。利用价格信号鼓励新能源参与市场交易，更加有助于促进多种电源在市场中公平竞争，且有利于新能源消纳并网和储能等配套产业的发展。”陈启鑫认为，在促进新能源参与市场交易方面，《指导意见》提出按照先增量、后存量的原则，逐步将跨省跨区优先发电计划从量价固定的售购电协议，转化为由市场机制决定量价的政府授权合同，有利于释放市场交易空间。

  为激励新能源参与市场交易，《指导意见》还对中长期交易、现货交易作了规定。在中长期交易方面，提出完善建立中长期合同的灵活调整机制；现货交易方面，鼓励以报量报价方式参与现货交易，并首次明确未中标的电量不纳入弃风弃光电量考核。

  “对前者而言，完善建立中长期合同有利于降低发电方的交易风险，保障其收益。”陈启鑫说。现货交易方面，以报量报价方式参与交易，就是要将新能源视作和火电等传统电源“地位平等”的电源。电源进入市场后，以一致的市场规则进行交易，更体现市场之间的竞争的公平性。该机制的引入还有利于促进新能源发电方提高自身的预测、管理上的水准，避免因预测不准或运营偏差导致弃风弃光。

  “《指导意见》展现了在推进全国统一电力市场体系建设过程中，政府与市场间关系动态调整的前景，也预示着许多深入推动电力市场建设的任务将开始。”在中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟看来，应保持积极态度，推动电力资源在更大范围内、更多层次上、更有效率地共享互济。“这既是对电力商品属性的深度还原，也是对经济发展所需基础能源要素的全局优化配置。”（记者 廖睿灵）

  实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置——统一电力市场建设提速

  日前，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明白准确地提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成；到2035年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求。