系列解读 | 适应新型电力系统要求 建设全国统一电力市场

近日，国家发展改革委印发《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》），明确了电力市场体系建设的架构、目标和重点任务。

此前，《指导意见》已经中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过，习近平总书记在会上强调：“要遵循电力市场运行规律和市场经济规律，优化电力市场总体设计，实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。”习总书记的讲话为我国电力市场化改革的深入推进指明了方向。

新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步推进，初步建立了电力市场体系，有效促进电力资源优化配置和能源清洁低碳转型。“双碳”目标下，我国能源绿色低碳转型步伐持续加快，电力供给结构和供需形势发生明显变化，电力市场建设呈现约束条件和目标多元化的趋势，对我国电力市场建设提出了更高要求。确保电力系统安全稳定运行是底线目标，是国家生存与发展的基础保障。实现能源绿色低碳转型是国家的战略目标，既是自身实现高质量发展的需要，又是践行人类命运共同体的责任担当。发挥市场优化资源配置的能力是市场化建设的目标，是推动电力行业提高效率、降本增效的有效途径。“安全、绿色、经济”三个目标同等重要，需要在实践的过程中把握好转型的节奏，寻找多元目标的平衡点。

《指导意见》是在我国推动能源转型、落实“双碳”目标、构建新型电力系统进程中的一次重大改革举措，将有力促进电力市场的规范建设和融合发展。

一、建设国家电力市场，引导各层次电力市场协同运行

《指导意见》明确提出了建设多层次统一电力市场体系的全国统一电力市场的架构。国家市场、省（自治区、直辖市）和区域电力市场共同组成了多层次的统一电力市场体系。其中，省（自治区、直辖市）市场处于基础地位，定位于提高省域内电力资源配置效率和保障地方电力平衡。鼓励建设相应的区域电力市场，要贯彻好京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区等国家区域重大战略，在条件成熟时支持省（自治区、直辖市）市场与国家市场融合发展，或多省（自治区、直辖市）市场联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。

《指导意见》明确提出了适时组建全国电力交易中心的工作任务，全国电力交易中心采用公司法人治理体系和运营机制。

《指导意见》要求逐步引导各层次电力市场协同运行，《指导意见》在总体目标中也提出：“到2025年，国家市场与省（自治区、直辖市）/区域市场协同运行”，“到2030年，国家市场与省（自治区、直辖市）/区域市场联合运行”。

近年来，我国煤炭、石油、天然气等各类能源产品都在逐步推进全国统一市场建设，取得了积极成效。电力行业是支撑我国经济社会发展的基础产业，电力市场是全国统一市场体系的重要组成部分，建设全国统一电力市场可以为电力商品和生产要素自由流动和优化配置创造条件，使经济保持活力和效率。

加强国家电力市场建设是基于国情和面向未来的重大决策。在国家加快推进“双碳”目标大背景下，新能源快速发展呈现出能源基地集中开发和负荷中心分布式建设齐头并进的趋势，与之相适应，电力市场空间将呈现整体扩大化，局部分散化的特点。加强多层次统一电力市场建设，有助于形成各层级机制有效衔接，充分发挥市场机制在价格形成、价格传导和资源配置上的决定性作用，进一步发挥大电网的互济能力，实现集中式新能源大范围优化配置，同时依托微电网灵活调节能力实现分布式新能源就地消纳，提升整个电网的资源配置能力。

二、统一交易规则和技术标准，健全电力市场交易机制

在健全统一电力市场体系的交易机制方面，《指导意见》提出：“规范统一市场基本交易规则和技术标准。国家发展改革委、国家能源局组织有关方面制定市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本交易规则，以及统一的技术标准和数据结构标准。”

新一轮电力体制改革以来，国家发展改革委、国家能源局出台了一系列基本交易规则相关的顶层设计文件，包括2020年印发的《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、2021年印发的《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）等。但是在执行层面，各省（自治区、直辖市）电力市场之间仍然存在规则差异性较大的问题。规范统一市场基本交易规则有助于建立“高效协同、有机衔接”的统一电力市场体系，减少政策的不确定性，降低市场主体制度性交易成本，同时也有助于打破省间壁垒，提高大范围资源配置效率。规范统一的技术标准有助于推动电力交易中心之间在技术和数据标准方面的有效衔接，保障“国家市场与省（自治区、直辖市）/区域市场联合运行”远期目标的落实。

规范统一的标准化体系建设是电力市场行稳致远的基础。未来，应进一步加快电力市场标准化建设进程，建立完善的标准体系框架，统一电力市场相关的名词概念、数据口径和技术标准，保障全国统一电力市场建设规范有序推进。

三、提升市场对新能源的适应性，推动新能源全面参与市场

在构建适应新型电力系统的市场机制方面，《指导意见》提出：“提升电力市场对高比例新能源的适应性。完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易。”《指导意见》还提出：“到2030年，新能源要全面参与电力市场。”

更大范围资源优化配置是促进新能源消纳的重要途径。《指导意见》构建全国统一电力市场，为新能源的外送和交易提供了更大更规范的交易平台。

未来新型电力系统构建中，新能源参与电力市场将成为必然趋势。电力市场设计需要研究如何适应新能源的物理特性。当前电力市场规则的设计更多从常规电厂的特点出发，比较适合常规电厂规模大、出力稳定、易于控制等特点，不能适应新能源预测困难、波动性大、单体规模小、比较分散的物理特性。新型电力系统条件下，市场机制需要主动适应新能源的发电特性，《指导意见》在提高新能源特性方面提出了多项措施，包括“完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次”，“推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，建立合理的费用疏导机制”，“推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同”，“开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值”，“鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易”等。

当前，制约新能源参与电力市场的根本原因是新能源无法从电力市场获得其全部价值。新能源的价值包括电能价值和绿色价值两个部分，而绿色价值部分也是新能源相对于常规能源最大的优势。电力市场模式下，常规火电可以获得容量、电量和辅助服务收入，而新能源在容量和辅助服务方面明显没有优势。如果要求新能源参与电力市场，一方面要形成社会对新能源电量的稳定需求，另一方面要对新能源绿色价值的部分给予正确定价，如此才能促进新能源的投资、生产、交易和消纳。

《指导意见》是全国电力市场的顶层设计，标志着我国全国统一电力市场建设进入了全新的阶段。在国家加快推进落实“双碳”目标的背景下，面对不断变化的内外环境，电力市场体系设计的方向应进一步适应新型电力系统的建设需要，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，实现资源在更大范围的优化配置，推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统。（中国电力企业联合会 韩放 刘旭龙）