全国统一电力市场建设现状及展望

建设统一电力市场体系是新时代加快完善社会主义市场经济体制的重要内容。党的二十大报告强调要“构建全国统一大市场，深化要素市场化改革，建设高标准市场体系”。2022年1月，国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，对全国统一电力市场体系建设提出了明确的目标要求、时间节点和重点任务。2023年7月，中央深改委审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》（以下简称“指导意见”），强调“要健全适应新型电力系统的体制机制”、加强“市场机制创新”。贯彻落实党中央、国务院决策部署，需要加快探索构建符合我国国情、统筹考虑多元目标、具有可操作性的中国特色电力市场建设发展道路，助推电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，更好地服务于构建新发展格局、发展新质生产力等战略目标的实现。

（来源：电联新媒 作者：马莉 范孟华）

全国统一电力市场建设现状及成效

近年来，我国电力市场建设持续向纵深推进，取得了明显进展，有效激发市场活力、提高市场效率、释放市场红利。

一是多层次统一电力市场体系基本确立。我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、绿电等交易品种的全市场体系结构，“统一市场、两级运作”的全国统一电力市场总体框架基本建立。省间市场立足服务国家能源战略、促进资源大范围优化配置，建立了覆盖中长期、现货交易和区域辅助服务的全形态市场，省间中长期市场进入连续运营，省间现货市场于2022年7月起进入长周期结算试运行，各区域均建立了调峰市场。省内发挥省级电力电量基础平衡责任、保障全网电力供应安全，中长期市场实现年度、月度、月内定期开市，第一批省级现货试点中，山西、广东转为正式运行，其余6省（市）实现长周期结算试运行，第二批省级现货试点已全部启动试运行。除西藏外，调峰调频辅助服务市场实现省级全覆盖。

二是市场资源优化配置决定性作用逐步显现。电力生产组织方式加速实现由计划向市场的根本性转变。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.61个百分点。其中，省内交易电量合计为4.51万亿千瓦时，省间交易电量合计为1.16万亿千瓦时。市场在促进电力资源更大范围优化配置方面的作用不断增强。

三是交易机构独立规范运行取得突破性进展。按照“推进交易机构相对独立、规范运行”要求，北京和广州两个国家级电力交易中心和33家省级电力交易中心组建并全面完成股份制改造，实现独立化运作，治理结构不断完善，为电力市场交易的高效规范组织运行奠定了良好基础。

四是配售电多元化市场主体加快培育。向社会资本开放配售电业务，售电侧改革稳步快速推进，扎实落实电网代理购电政策，有序推动工商业用户全部进入市场。2023年，全国范围内在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，国家电网有限公司代理购电占全部工商业电量比重降至30%左右，多元化的市场竞争格局初步形成，有效探索激发市场主体活力。

五是多措并举推动新能源消纳水平持续提升。依托大电网、大市场，创新开展新能源省间外送交易、替代交易、发电权交易、绿电绿证交易等，逐步形成了一系列适合我国国情的新能源消纳市场机制。截至2023年底，全国风电装机4.4亿千瓦、太阳能发电装机6.1亿千瓦，占总发电装机容量比重为36%；全年新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。

面临的形势及挑战

随着“双碳”目标推进，加快构建新型电力系统，我国能源转型脚步将进一步加快，电力市场建设的基础条件发生重大改变，市场优化目标、参与主体、成本特性、竞争机理、平衡模式等深刻变化，亟需开展变革创新，科学谋划市场发展路径，推动建立适应新型电力系统建设要求的多层次统一电力市场体系和运作机制，服务新型电力系统下电力市场建设和运行。

一是全国统一电力市场的大范围资源优化配置作用有待提升。省间省内市场还存在市场交易不协调不衔接、省间交易组织难度加大等问题。受可再生能源电力消纳责任权重指标影响，部分省新能源外送能力受限。各省级市场建设进度不一、缺乏统一的规划和协调机制，中长期、现货、辅助服务市场功能尚不完善、无法充分满足各类市场主体需求，电力市场建设需要向纵深推进，保障电力市场统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的市场环境还有待完善。

二是促进新能源消纳的市场机制亟待建立。目前我国新能源以保障性收购为主。随着“双碳”目标落实和新型电力系统构建，新能源将逐步取代传统化石能源成为发电装机主体、发电量增量主体，消纳压力与日俱增，以市场化为主线的新能源发展体系和相关机制亟待建立。同时，新能源出力的波动性、间歇性强，高比例新能源下，系统运行调节能力难以匹配新能源发展速度，需要通过市场机制激励源网荷储协同互动、共同承担消纳责任，通过生产关系的调整完善为新能源发展提供体制机制保障。

三是保障电力安全可靠供应的市场机制亟待建立。习近平总书记强调“能源保障和安全事关国计民生，是须臾不可忽视的‘国之大者’”。近年来，随着能源低碳转型加快推进，火电装机增长持续低于负荷增长，系统顶峰和调节压力显著增加。同时，受光伏电源“午间大发、晚峰为零”特性影响，叠加极端寒潮和高温天气频发影响，时段性、局部性电力供应紧张时有发生。新形势下要进一步筑牢市场机制基础，充分适应日益复杂多变的供需形势，持续提升大范围资源优化配置能力。

四是合理的价格形成与传导机制有待健全。随着新能源的跨越式发展，为平抑新能源出力波动、促进绿色电能消纳，电力系统的调峰、调频等辅助服务成本快速增长。此外，为提高新能源消纳率，输电线路扩容、变电站改造等电网投资成本也在持续增加。快速增长的转型成本需要建立公平合理的疏导机制和渠道，然而我国电力市场价格形成与传导方面存在不足，需要健全反映各类资源价值的市场体系，探索适应高比例新能源的市场竞价机制，研究梳理和测算各环节成本和疏导方法。

五是各类新型资源主体多元互动能力有待市场机制激活。随着新能源比例的进一步提升，新型电力系统对灵活调节资源的需求日益增加，新型资源主体的开发利用重要性进一步凸显。近年来，分布式电源、增量配网、微网、储能、电动汽车等新型市场主体快速增长，但现行政策机制下分时价格、市场交易机制尚不完善，市场开放性、包容性不足，大量需求侧新型资源尚处于沉睡状态，多元互动能力有待市场机制激活。亟需研究建立有利于引导供需双向互动、提升系统调节能力的市场交易机制和价格机制，充分激发用户侧资源调节潜力、服务新型电力系统构建。

下一步建设展望

围绕实现“双碳”目标，落实中央全面深化改革和加快建设全国统一大市场战略部署，面对“指导意见”提出的建设具有清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统要求，下一步建议全国统一电力市场建设着重从以下方面进一步发力：

一是以“统一市场、两级运作”起步，加快构建资源大范围流通配置的全国统一电力市场体系。我国长期以来形成了省为实体的经济社会发展格局，区域、城乡间发展不平衡，地区间负荷特性、电源结构、经济发展水平差异显著。全国统一电力市场建设既要坚持以全国范围内资源优化配置为总体目标，又要符合我国以省为单位进行电力发展规划、电力电量平衡的实际，坚持以“统一市场、两级运作”起步，分阶段逐步推进市场融合开放，健全完善多层次电力市场体系。近期，省间、省内“两级申报、两级出清”，省间市场落实国家能源战略和大范围优化资源配置，省内市场以省间市场为边界，在落实省间交易基础上，优化省内市场运行；深化省（区、市）/区域市场标准化模式设计、统一核心规则，强化不同层次市场在交易时序、价格机制、交易组织、市场电量空间等方面的衔接，实现两级市场协同高效运作，更好发挥大电网资源配置平台作用。随着市场的建设发展，进一步打开省间壁垒，兼容不同省市场设计和实际情况，推动省间和省内交易逐步融合，具备条件的省份在中长期、日前（日内）现货环节实现“统一申报、两级出清”“统一申报、统一出清”，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。

二是加快建立适应新能源技术经济特性、促进清洁低碳发展的电力市场交易机制。以绿电交易为主要方式推动新能源参与中长期交易，鼓励电力用户与在建新能源企业签订5-10年的长期购电协议（PPA），保障新能源长期收益预期。鼓励新能源参与现货交易，完善日前、日内集中出清时，新能源申报曲线参与出清的具体方式，推动新能源企业自行承担功率预测责任和偏差费用，并通过现货市场公平承担系统调节成本。加强对用户侧的引导和激励，推动将非水可再生能源责任权重落实到用户和售电公司，鼓励高耗能行业使用绿电。推动早日形成全国统一的绿证核发和交易体系，将绿证作为可再生能源环境价值的唯一凭证，以消纳责任权重为引导，通过绿证交易与绿电交易并行，促进可再生能源环境价值的流通，助力全国统一大市场建设和“双碳”目标实现。

三是从时间、空间、功能等多角度发力，健全完善保障系统安全充裕的市场机制。加快建立包含多年、年度、月度、月内、日前（日内）、实时等在内的多时间尺度电力市场平衡机制。推动中长期交易逐步缩短交易周期、提升交易频次、丰富交易品种，进一步提升中长期交易灵活性、精细化、标准化程度。加快构建符合供需双侧参与的现货市场，完善现货交易限价、报价机制，逐渐形成长期稳定的电力现货市场。进一步优化完善跨省跨区供应协调机制，建立跨省区应急调度交易等措施，提升电力在更大空间范围互济能力。以容量补偿机制起步，循序渐进推进容量市场建设，合理设计容量补偿标准、市场交易机制和定价方法，保障系统长期容量充裕度。针对新能源特性，建立多元化的辅助服务市场体系，适时引入快速爬坡、系统惯量等辅助服务品种，提高系统运行可靠性、保障系统平衡。

四是合理分配、疏导新能源发展的转型成本，促进电力市场经济高效运营。基于新型电力系统下发用两侧市场主体构成变化，充分考虑各类资源主体的经济特性和运行特性，全面分析新型电力系统转型成本构成要素。按照“谁提供，谁获利；谁受益、谁承担”的原则，在市场申报、竞价中充分考虑各类转型成本，优先通过市场化价格直接向发电侧和用户侧疏导转型成本。在此基础上，充分考虑发电企业的盈利能力和用户侧的电价承受能力，基于权责对等原则，将剩余成本在发电侧和用电侧合理疏导。进一步做好市场机制和政府宏观调控的有机衔接，在实现一次能源宏观调控的基础上，健全完善一、二次能源价格传导机制，确保电力价格相对稳定。持续完善科学输配电价体系，扩大两部制输配电价执行范围，在电网核价中扩大政策性重大投资认定范围，激励服务“双碳”电网投资，为市场高效运营奠定物理基础。

五是引导需求侧灵活资源参与市场交易，加快建立供需协同互动的市场机制。从调度控制、信息通信、计量表计等方面，健全分布式电源、储能、虚拟电厂、微电网等需求侧灵活资源参与市场的准入条件，畅通入市通道。逐步扩展用户侧资源参与现货、辅助服务等批发市场的交易品种，探索将分布式新能源纳入绿电交易范畴，创新电动汽车V2G等商业运营模式，拓宽新兴主体盈利渠道。依据需求侧灵活资源的运行特性，推动建立健全需求侧灵活资源参与各类交易品种的申报、出清、结算机制，完善市场交易机制。构建“分时电价引导长期行为调整+需求响应实现短期灵活调整+直接控制高效参与系统调节”的需求侧多层次互动机制，以市场价格指挥棒引导需求侧资源参与系统互动调节。

六是加大数字化、信息化技术应用，构建灵活智能的新型电力市场交易模式和支撑系统。加大数字化、先进信息技术、控制技术等在市场注册、交易运营、合同管理、交易结算、运营分析等业务中的应用，挖掘电力市场交易全业务、全环节、全流程的数据价值，探索市场运营数字化基础建设，支撑业态融合与创新，提高运营效率和服务水平。优化零售市场服务模式，向售电公司、零售用户提供定制化、标准化服务产品，创新建立电力团购、淘电能交易、智能聚合交易等新型电力交易模式，切实提升零售市场主体参与市场的便利性和获得感，提升市场活跃度。以电力市场为纽带，加强与一次能源市场、其他能源市场、碳市场、用能权交易市场等的协同运营，建立贯通不同类型电碳证等权益产品体系的交易溯源和存证技术，研究以电能为核心的多能互补能源网络参与电力市场机制设计，探索建立多能流耦合情况下跨品种能源交易机制，全面提升能源电力市场灵活性和智能化水平。