全国统一电力市场体系建设大幕开启 电力市场改革步入新时代

2020年9月，我国向国际社会作出“碳达峰、碳中和”郑重承诺，并在气候雄心峰会上提出了具体目标。可以说，“双碳”目标的提出，树立了我国负责任的大国形象，彰显了大国担当，为我国经济社会发展提供了动力引擎，为能源电力工业提供了“弯道超车”、抢占世界制高点的重大战略机遇，同时，将更快推动我国传统电力体制向新型电力系统转变。近年来，我国电力行业认真贯彻“四个革命，一个合作”的能源新战略，把能源转型作为根本任务，加速推动了我国能源行业的绿色转型步伐。“双碳”目标提出后，党的十九届五中全会、中央经济工作会议先后作出了相关工作部署。2021年11月24日召开的中央全面深化改革委员会第二十二次会议中，审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）（以下简称《指导意见》），这是继2015年3月新一轮电力体制改革以来，中央第一次在最高级别的决策会议上研究部署电力专项改革方面的任务。

（来源：南方电网报 作者：国能经济技术研究院 柴玮）

近日，《指导意见》正式印发，强调要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。事实上，自2015年以来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重大幅提升，多元竞争主体格局初步形成，尤其是电力现货试点建设取得重大进展，首批试点中山西等地已实现长周期连续运行，市场在资源优化配置中的作用显著增强。但同时，我们通过现货市场这个“探针”，也发现了电力市场仍然存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易仍存在市场壁垒等问题，这些暴露出来的问题需要从更高层面、从全国统一电力市场体系的角度去统筹解决。此次《指导意见》的出台恰逢其时。《指导意见》在国家“双碳”战略目标指引下，为解决我国当前在推进电力市场改革过程中面临的深层次问题注入了一针“强心剂”，将有助于统筹市场机制的有效衔接，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，更好地厘清市场与政府的关系，可以说是继“中发9号文”之后，未来一段时间内推动电力市场改革、指引电力市场建设的又一重大纲领性文件。具体来看，《指导意见》主要有以下四大亮点：

亮点1重协同，体现系统化的解决问题思路

如果说本轮电改七年以来，我们还一直处于试机制的探索阶段，那么《指导意见》的出台，则标志着我国电力体制改革将步入整体优化提升的阶段。《指导意见》中明确提出了要统筹四个关系：一是要统筹市场建设和电力规划的关系。要统筹考虑可再生能源和常规电源规划布局的，加强全国电力规划与地方电力规划、电源规划与电网规划、电力规划与市场建设之间的衔接，要充分发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用。二是要统筹市场建设和电网运行管理的关系。既要发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用，又要防范市场风险，确保电力系统安全稳定运行。《指导意见》中提出，要立足我国能源资源禀赋、经济社会发展等实际国情，借鉴国际成熟电力市场建设经验，发挥国内市场优势，适应电力行业生产运行规律和发展需要，科学合理设计市场模式和路径。建立成本回收机制，通过容量成本回收机制、辅助服务市场等实现合理经济补偿。健全市场应急处置机制，确保电力供应安全。三是统筹市场建设和电力成本的关系。新能源装机规模快速增长将对我国电力系统带来深刻变化。由于新能源发电出力不稳定等技术特点，我国电力系统消纳和运行成本将明显上升，亟需通过市场化机制引导电源、用户各方力量共同参与电力系统调节，以最低经济成本实现清洁低碳转型。四是统筹涵盖各类型市场的电力市场体系建设。《指导意见》中明确了全国统一市场体系包括电力现货市场、中长期市场以及辅助服务市场的建设。电力现货市场就是要更好地发挥电力实时价格，准确地反应电能供需关系；而中长期市场则主要是达到稳定市场预期、平衡长期供需的目的。通过首批试点实际运行经验来看，做好现货市场与中长期市场的有效衔接已成为现货市场长周期运行的一个必要条件。此外，山西、广东等地现货市场运行情况表明，一方面现货市场的运行可以完全替代调峰市场，利用现货市场价格信号可以充分引导发电企业主动调峰，更有利于实现可再生能源的消纳。同时，新型电力系统的建设也需要品种更全面的辅助服务市场，需要尽快建立能更好地体现灵活调节性资源的市场价值的辅助服务市场。构建适应新型电力系统的市场机制，就要把碳达峰、碳中和纳入经济社会发展全局，统筹考虑企业和社会的电力成本承受能力，做好公共服务供给和电力市场建设的衔接，保障电力公共服务供给和居民、农业等用电价格相对稳定。

亮点2建机制，充分发挥市场激励约束作用

现阶段，我国电力市场中还存在很多通过行政手段和计划命令不合理干预市场的行为，“一刀切”“专场交易”等行为干扰了市场秩序，影响了市场功能，引发市场主体质疑。面对未来更加艰巨建设新型电力系统的重任，就必须充分发挥市场在资源优化配置上决定性作用。在《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》中已明确提出，“政府和市场两手发力，构建新型举国体制，强化科技和制度创新，加快绿色低碳科技革命。深化能源和相关领域改革，发挥市场机制作用，形成有效激励约束机制”。建设全国统一电力市场体系，就是要重构市场与政府间关系。政府作用重点体现在政策法规制定、市场监管监测和为基本公共服务供给提供政策性兜底。而对于市场机制来说，其核心就是价格市场化形成机制和传导机制。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》印发以后，全部工商业用户都进入市场，极大推动了市场价格及时、真实地传导至用户。同时，对于发电侧，燃煤发电量价的放开，也奠定了其他各类型发电电源上网电价市场化价格形成的基础。未来在《指导意见》“完善电力价格形成机制”这个统一框架要求下，将加快完善建立电源侧其他发电主体上网电价市场化的价格形成机制。

亮点3攻难点，跨省跨区交易壁垒有望被打破

目前跨省跨区交易主要由北京和广州电力交易中心统一组织，基本按照国家计划、政府间协议确定电量和电价，由电网企业以统购统销的模式交易，我国跨省跨区送电规模很大，但是跨省跨区送电事实上还未实现与省内市场的衔接，极大限制了电力交易体制改革的推进。对于开展现货试点的省份，外来电问题已经成为现货市场长周期连续运行最大掣肘，此前不平衡资金问题无法解决就曾导致山东省内现货市场停摆近一年时间。部分受端省提出，希望放开点对点跨省交易限制，而且《省间电力现货交易规则（试行）》中已明确要推动符合条件的售电公司、电力用户参与省间电力市场交易，但是从目前情况来看，跨省跨区交易除银东直流有部分电量允许电力用户与发电企业在中长期交易阶段开展直接交易外，售电公司或电力用户何时能直接参与跨省跨区交易还是未知。《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》印发后，电网企业通过跨省跨区交易代理购电，也为规范电网企业代理购电行为提出了更高要求。此次《指导意见》明确提出要“加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接”、“有序推进跨省跨区市场间开放合作”。各层次市场发展可以分先后，但不能分层级，支持条件成熟的省市场可以多省、或者直接与国家市场融合发展，体现了“扁平化”的市场体系建设理念。针对困扰市场推进多年的跨省跨区市场交易问题，强调一是推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同，实现与市场机制的衔接。二是鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。三是加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。无论是发电企业直接与售电公司、用户开展的直接交易，还是由电网企业通过参与跨省跨区交易的购电行为，都必须要与省内市场相衔接，在经济上要明确责任，即谁交易，谁承担相应的经济责任。

亮点4强监管，发挥政府关键职能的重要作用在《指导意见》中，政府关键职能表现为三个方面：一是加强统筹协调的同时减少计划行政影响。统筹考虑能源资源禀赋、电价水平、电网运行等更多客观条件，加强系统研究、协调推进，统筹完善相关配套政策，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系。二是制定政策法规，规范市场规则和技术标准。《指导意见》中明确提出国家发展改革委、国家能源局要组织制定市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本交易规则，以及统一的交易技术标准和数据接口标准。要求交易中心在技术和数据标准方面有效衔接、总体一致。此举可以有效避免由于各省电力交易市场“各自为战”在客观上造成交易规则和品种不同，从而阻碍各省级市场进一步融合的结果。三是加强监管，完善现代电力市场监管体制。《指导意见》中特别强调了电网企业要落实信息披露制度要求，规范披露流程，依法依规披露电网安全约束条件、跨省跨区可用输电能力等关键信息，政府部门要提升对电力市场的科学监管能力，做好对电力市场信息披露情况的监督和评价。同时加强对电网企业自然垄断性业务的监管，提高垄断环节定价的信息透明度与公众参与度，划清垄断业务与市场化业务界限。

推进“双碳”目标是对我国经济社会一场深刻的变革，全国统一电力市场体系建设正是在此背景下提出的，建设“统一、规范、协同、融合、多元”的电力市场体系是最终目标。在全国统一电力市场框架下，规范各级各类市场的规则、标准、要求、准入退出等政策制定。在确保电力系统安全可靠运行的前提下，统筹传统能源与新能源发展之间的关系。加强市场机制的有效衔接，以及数据和信息披露的监管监测，引入多元化的市场主体，除了传统发电公司、新能源发电企业、售电公司，还有系统灵活性服务提供商、综合能源服务商等，同时，交易品种和交易方式也应该多样化，满足各类市场需求。

新型电力系统建设不仅需要技术创新，同样需要机制创新和体制创新。《指导意见》中提出的电力市场建设任务要求，必将会开启我国电力市场化改革的新篇章，激发与新能源、分布式能源、用户侧资源紧密联系的新业务、新业态发展，促进我国传统电力体制转向适应新型电力系统的建设需要，支撑国家“双碳”国际承诺有序平稳实现。

中国电力市场体系建设进程

2015/03中共中央国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》：着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制

2015/11电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》：逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场

2016●《电力中长期交易基本规则（暂行））印发，中长期交易逐步规范●《售电公司准入与退出管理办法》印发，售电公司首次参与广东电力市场交易

2017●《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》印发，明确第一批8个现货试点，要求2018年底前启动现货市场试运行●跨区域省间富余可再生能源现货交易试点正式启动

2018●《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》印发●广东、山西、甘肃现货市场启动模拟试运行

2019●《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》印发，将燃煤标杆电价机制改为“基准价＋上下浮动”的市场化价格机制●《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见的通知》等文件印发●第一批现货试点完成按周结算试运行

2020●《电力中长期交易基本规则》《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》印发●《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》印发，第一批现货试点完成按月结算试运行

2021●《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》印发，选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市为第二批电力现货试点●《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》印发，取消工商业用户目录电价．推动燃煤发电量全部进入电力市场，并扩大市场交易电价上下浮动范围至20%绿色电力交易正式启动●《省间电力现货交易规则（试行）》印发

2022《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》印发，明确全国统一电力市场体系到2025年初步建成，到2030年基本建成