官方系列解读 | 加快统一电力市场建设 支撑新型电力系统构

近日，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》（发改体改〔2022〕118号，以下简称《指导意见》）。作为未来十年指导电力市场建设的纲领性政策文件，《指导意见》明确了全国统一电力市场体系建设的总体目标，从健全市场体系、完善市场功能、健全交易机制、加强规划监管、适应新型电力系统等方面指明了未来发展方向，发布后受到业内的广泛关注和好评。现对《指导意见》出台背景意义和主要政策方向进行解读和分析。

一、建设全国统一电力市场体系意义重大

2015年《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》及其配套文件印发实施以来，我国电力市场建设稳步有序推进，电力商品属性得到进一步还原，初步形成多元竞争主体格局，市场在资源优化配置中作用明显增强。2021年，全国市场化交易电量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%。但同时，电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，建设全国统一电力市场体系意义重大。

（一）有利于支撑我国能源清洁低碳转型。“十四五”时期，是我国碳达峰的关键期、窗口期，能源发展也将进入新阶段。国家“十四五”规划和2035年远景目标纲要明确提出：“建设清洁低碳、安全高效的能源体系”，我国能源生产和消费将加速向绿色低碳转型。《指导意见》通过完善电力市场体制机制、创新市场模式，促进新能源的投资、生产、交易、消纳，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

（二）有利于构建适合我国能源资源禀赋和新能源发展的电力市场体系。随着新能源装机比例不断提高，其规模化消纳需要电力市场，特别是跨区域电力市场的有力支撑。《指导意见》立足我国能源资源禀赋，提出协同建设国家市场与省（区、市）/区域市场，有序推动新能源参与电力市场交易，实现新能源在更大范围内的优化配置和协同消纳，推动构建适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统。

（三）有利于发挥电-碳协同效应，助力电力行业尽早实现碳达峰碳中和。电力市场和碳市场都是推动我国电力行业碳达峰碳中和的重要工具，在全国碳市场（发电行业）已启动的背景下，开展全国统一电力市场体系建设对于促进两个市场协同发展意义重大。全国统一电力市场的建设，可进一步实现电力资源在全国范围内的优化配置，促进新能源更大范围消纳，更好地与全国碳市场发展做好衔接，提高碳市场的运行效率。

二、《指导意见》主要政策方向

（一）明确建设目标，贯彻电力市场化发展主线。针对电力市场建设体系不完整、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，《指导意见》立足在全国范围内进一步以市场化方式优化配置电力资源的逻辑起点，明确提出“十四五”和“十五五”期间电力市场建设的总体目标：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

（二）健全多层次统一电力市场体系，着力破除跨省跨区交易壁垒。目前我国第一批、第二批电力现货市场试点建设稳步推进，侧重以省为主体，跨省跨区主要以省间协议为主，以市场化方式在区域以及全国范围内优化配置电力资源的堵点有待疏通。《指导意见》按照“宜省则省，宜区域则区域”的原则，从“两个层面”“两个维度”提出统一市场体系建设的具体方向：在国家层面，研究适时组建全国电力交易中心，构建适应国家电力市场发展的交易平台；在主体层面，稳步推进省（区、市）/区域市场建设，提高省域内电力资源配置效率。在协同运行维度，引导各层次电力市场协同运行，条件成熟时支持省（区、市）市场与国家市场融合发展，或多省（区、市）联合形成区域市场后再与国家市场融合发展；在跨省跨区维度，有序推进跨省跨区市场间开放合作，分类放开跨省跨区优先发电计划，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。

（三）进一步完善市场体系功能，构建多元竞争市场格局。我国已开展了电力中长期、现货和辅助服务市场建设，但同时，市场功能机制有待进一步完善，各类型市场间的协调有待加强。为构建多元竞争、功能完善的市场格局，《指导意见》从四方面提出了具体要求：一是持续推动中长期市场建设，进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用；二是积极稳妥推进现货市场建设，更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系；三是持续完善辅助服务市场，建立健全调频、备用等辅助服务市场，完善成本分摊和收益共享机制；四是培育多元竞争的市场主体，引导社会资本有序参与售电业务，引导新型市场主体参与市场交易。

（四）健全市场交易机制，着力化解统一市场发展难点。当前各省构建了不同的电力市场交易模式、产品体系、交易规则和电价体系，交易机制的不统一、不衔接是全国统一电力市场建设中须重点化解的矛盾。《指导意见》结合我国电力市场建设实际情况，借鉴国际成熟电力市场建设经验，在交易机制方面提出了四点意见：一是规范统一市场基本交易规则和技术标准，推动交易中心之间有效衔接；二是完善电价形成机制，统一规范各地电力市场价格规则，妥善处理政策性交叉补贴；三是做好市场化交易与调度运行的高效衔接，健全完善电网企业相关业务流程和制度标准；四是加强信息共享和披露，依法依规披露关键信息，健全信息安全保障机制。

（五）紧扣统一市场功能定位，通过规划引导和科学监管促进有序发展。《指导意见》开篇提出统一电力市场是实现电力资源在更大范围内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的重要举措。为实现这一功能定位，保障统一电力市场在“十四五”乃至更长时期的有序发展，《指导意见》从规划、监管、信用和保供层面提出了具体要求：在规划层面，健全适应市场化环境的电力规划体系，注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用；在监管层面，完善现代电力市场监管体制，加强监测预警，强化电力交易机构和调度机构的运营监控和风险防控责任；在信用层面，健全电力市场信用体系，推动分级分类监管，健全守信激励和失信惩戒机制；在保供层面，完善电力应急保供机制，建立健全成本回收机制，健全市场应急处置机制。

（六）构建适应新型电力系统的市场机制，助力能源清洁低碳转型。《指导意见》贯彻落实习近平总书记关于构建新型电力系统的重要部署，着力构建适应新型电力系统的市场机制，夯实有利于新型电力系统发展的长效机制，提出了四方面工作部署：一是提升电力市场对高比例新能源的适应性，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资；二是因地制宜建立发电容量成本回收机制，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全；三是开展绿色电力交易，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接；四是健全分布式发电市场化交易机制，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易。以上部署有利于保障电源固定成本回收和长期电力供应安全，通过市场化手段促进清洁能源消纳，推动构建适合中国国情、具备更强新能源消纳能力的新型电力系统。

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