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》），明确提出到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？
理顺“省内电”“省外电”“外送电”
为何要加快建设统一电力市场？
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意见》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，价格机制更加完善，市场化交易电量比重大幅提升。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告诉记者，此前，交易主要依靠政府指定合约，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，这在一定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提升，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。“我国清洁能源主要集中在‘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，这就迫切需要发挥市场优化配置资源的决定性作用，通过市场价格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人表示，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，以市场化手段降低成本，实现能源清洁低碳转型和高质量发展。
统一交易规则，建设国家电力市场
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不断发展，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。“伴随交易范围进一步扩大，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，明确各地根据实际情况，宜省则省、宜区则区。未来，省（区、市）市场可以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类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价格规则；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，进一步加强输配电成本管理，优化输配电价结构，妥善处理政策性交叉补贴，以打通电力资源在各层次电力市场中的优化配置渠道。
激励新能源参与交易，助力“双碳”
激励新能源参与市场化交易是此次电改重点之一。
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。
“面对快速发展的新能源，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，更有利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、管理水平，避免因预测不准或运营偏差导致弃风弃光。
不过，电改是一个长期艰巨的过程，仍需进一步制定并落实各项工作细则。
“《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进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。”
