全国电力市场体系指导意见出台，为完善顶层设计奠定基础

中国储能网讯：自2021年11月24日中央深改会第二十二次会议审议通过后，日前，国家发改委、国家能源局正式印发了《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）（下称《意见》），是9号文以来国家层面第一份电力市场体系顶层设计纲领性文件。尽管与历次征求意见稿相比，《意见》在一些存在分歧的问题上做了简化处理，但总体来看，对几个关键问题仍然提出了明确要求，强调电力市场功能结构的总体设计，注重不同市场的高效协同和有序衔接，为深入推进电力体制改革提供了指引，也为双碳目标下构建适应新型电力系统的市场机制奠定了基础。

01、着重省间市场协同运行

促进资源大范围优化配置

新一轮电力体制改革实施以来，我国电力市场体系建设稳步向前推进。电力交易机制不断完善，现货市场建设有序推进，形成反映电力供需的实时电价信号，竞争性环节电价进一步放开，随着燃煤发电价格全部市场化、工商业用户目录电价全面取消，离全面实现9号文“管住中间，放开两头”目标更近了一步。与此同时，当前电力市场化改革还有几个“硬骨头”要啃，其中之一就是省间市场如何协同与融合。由于跨省跨区送受电计划难以放开、跨省跨区交易作为省内市场的边界，造成市场分级、个别省级现货市场运转出现困难，进而影响市场发现价格信号和电力资源大范围优化配置。省间市场协同与融合问题涉及地域多、范围广，同时关系到送受端发电、电网、用户各方切身利益以及市场运营机构的权责，牵一发而动全身，改革的阻力比较大。呼吁建设全国统一电力市场体系，核心目的之一就是解决省间市场如何协同运行的问题。目前有一种观点，建设全国统一电力市场体系，就是以省起步、逐步扩展为区域市场、进一步扩展为全国统一市场。《意见》明确提出稳步推进省/区域电力市场建设，引导各层次市场协同运行，条件成熟时可以融合发展。也就是说，全国统一电力市场“体系”绝不等同于国家市场简单的大一统，而是现阶段允许跨省跨区市场、区域市场和省级市场并存，支持各市场根据联系紧密的程度逐步扩展，关键是加强不同市场之间的协同运行。《意见》中关于省间市场协同提纲挈领的要求若能真正贯彻落实，将对全国统一电力市场体系建设带来深远的影响，当然也因此成为《意见》落实过程中最具挑战的一部分内容：一是按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划，建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，支持发电企业自主选择和售电公司、用户直接交易（也可选择参与电网企业代理购电交易）；二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衔接。对于运行现货市场的地区，跨省跨区购售电承担相应的经济责任尤为重要，比如可以将跨省跨区送受电作为外送负荷或受入电源参与省内现货市场出清结算，可以从根本上解决现阶段市场分级、省间市场作为省内市场边界带来的价格不衔接和不平衡资金问题，实现跨省跨区市场与省级市场协同运行，为未来国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行、各市场联合运行打下基础。

02、着重电力市场功能的总体设计

提升电力市场规范性、完备性和灵活性

我国电力市场建设以中长期交易起步，中长期市场起到“压舱石”作用的观念深入人心。个别观点认为既然电力市场“以中长期为主，现货为补充”，因此应该把市场建设的重点放在中长期市场，现货市场在决定资源配置的作用一定次于中长期市场。这忽略了一个非常重要的事实，即电力市场与普通商品有非常大的区别——电力市场必须遵循电力系统绝大部分电能只能即发即用、交流电网电力潮流不以人的意志为转移等物理特性，正是因为这些特性，使得电力商品最终在实时交割时须采用集中方式，也就是市场运营机构作为唯一买家，采购需要维持系统平衡的电量（电能量市场）和服务（辅助服务市场），并根据各市场主体对系统平衡的贡献进行结算。考虑实时价格的高不确定性，市场主体往往希望通过更长时间尺度的交易规避风险，因此才衍生出大部分市场中的日前市场、中长期市场以及金融衍生品市场等。因此，可以看到电力（批发）市场是一个有机整体，仅有中长期市场、没有充分竞争的现货市场，实际上并没有完成市场基本功能的建设，这也解释了为什么未运行现货市场的地区，无法发现分时价格信号。运行现货市场的地区，现货市场与中长期（期货）市场相互耦合、相互影响，辅助服务市场在电能量市场之外，体现灵活调节资源的市场价值。《意见》提出完善电力市场体系功能，细分电力现货市场、中长期交易和辅助服务市场和各自的作用，明确要规范中长期市场组织，提升交易的灵活性和流动性，实际上是明确了对市场功能进行细分，对提升电力市场规范性、完备性和灵活性有重要意义。

03、着重构建适应新型电力系统的市场机制

提升电力市场对高比例新能源的适应性

碳达峰碳中和目标下我国新能源装机规模将快速增长，新能源出力具有波动性和高不确定性，使得传统电力系统的“源随荷动”模式，正逐步转向“源网荷储”协同互动。发电主体和电力用户的角色不再像以往能够清晰界定，电力系统对调节能力和可靠性容量的需求逐渐提高，新能源低边际成本的特点对电力市场价格有明显冲击，这些都需要重新考虑构建电力市场体系。《意见》提出要提升电力市场对于高比例新能源的适应性，鼓励新能源报价报量参与市场的同时，报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核，这一理念与国际接轨，本质上是允许新能源市场主体在新能源消纳经济性不高的时段自愿弃风弃光，用以提升自身综合收益，同时相当于电力市场环境下对新能源实际利用率不低于95%的强制要求进行了解绑，依靠市场机制寻求“合理利用率”。《意见》还提出引导各地根据实际情况，建立市场化发电容量成本回收机制，通过在电力市场中界定可靠性容量这一产品价值，解决高比例新能源地区低利用小时数的常规机组固定成本回收问题，最终目的是保障电力长期供应的安全性和可靠性。此外，《意见》提出探索开展绿色电力交易，引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好与绿证交易、碳排放交易的有效衔接，健全分布式发电市场化交易机制等，为通过市场化方式体现绿色电力的环境价值提供了指引。

04、着重完善现代电力市场监管体制

为电力市场良好运行保驾护航

电力体制改革的核心在于处理好政府与市场“两只手”的关系。一个比较理想的做法是，在电力资源的初次分配时，尽可能为市场之手解绑，实现公平开放和有效竞争，提升优化配置资源的效率，促进社会福利总体最大化；政府之手的作用主要依靠有效监管来体现，保障市场良好运转、处理市场失灵，并通过二次分配兼顾公平；但政府监管应以尊重市场逻辑为基础，即在发挥市场在资源配置的决定性作用的基础上，更好的发挥政府作用。现阶段电力市场建设过程中，通过行政手段“限价格”、“搞专场”等方式，向特定企业分配便宜电等情况仍然存在，本质上是将计划手段凌驾于市场之上，不可避免的对市场造成了干扰。此外，当前电网企业在市场中担任电力市场运营机构、输电方、购电方、售电公司等多重角色，如何提升市场运行的透明度，对增强各方对于市场建设的信心至关重要。完善现代电力市场监管体制，减少行政干预，推动市场运营机构独立规范运营，促进电力交易组织规范化、透明化，是市场环境下更好发挥政府作用的重要手段。《意见》提出完善现代电力市场监管体制，提升市场监管能力，加强监测预警，加强信息共享和披露，加强对电网企业自然垄断性业务的监管，健全电网公平开放监管制度，强化输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算等，为今后一段时间内电力市场监管工作划定了重点。

新一轮电力体制改革启动近7年以来，我国电力市场建设取得了一定进展，总体来看仍然任重而道远。《意见》中提出电力市场体系建设总体目标和任务要求，提示电力体制改革和市场建设应回归顶层设计和系统思维，既要考虑当前实际情况，更要着眼长远目标，既要因地制宜，也要注重协同衔接，既要解决市场技术问题，更要突破体制机制障碍。只有坚定不移的推动电力体制改革更加遵循经济规律，在此基础上更好发挥政府作用，才能实现电力资源在更大范围共享互济和优化配置，才能充分发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。