创新体制机制 加快构建全国统一电力市场体系

□ 郭雁珩 邱辰 魏景东

20世纪末以来，世界各国就积极探索建立电力市场，推动通过市场化手段实现电力资源的优化配置。在新能源大规模、高比例发展的今天，新能源如何参与电力市场又成为了新的时代课题。当前，我国电力市场建设成效显著，同时也面临新形势、新要求，亟需通过政策机制创新建立健全全国统一电力市场体系，完成新的历史使命。

我国电力市场建设成效显著

我国电力市场改革最早可追溯到1987年，历经多年改革实践，电力市场建设取得显著成效。

一是电力市场体系不断完善。多层次电力市场框架形成，电力中长期交易已在全国范围内常态化运行，交易周期覆盖多年到多日，中长期交易电量占市场化电量比例超90%，充分发挥了稳定市场规模和交易价格的“压舱石”作用；省间省内电力现货市场进入正式运行阶段，现货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力供需水平；辅助服务市场基本实现全国覆盖，市场化交易的辅助服务品种不断拓展。电力市场规则体系持续健全，国家先后出台了《电力市场运行基本规则》《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》《电力辅助服务管理办法》等一系列基本规则。

二是电力市场规模持续扩大。交易电量方面，2023年全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比2022年提高0.6个百分点。其中，全国新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，同比增长约97.5%，占全部新能源发电量的47.3%，比2022年提高8.9个百分点，新能源入市节奏进一步加快。自2016年以来，全国市场化交易电量占比从不到17%上升到2023年超过61%，市场机制在资源配置中的决定性作用日益凸显。参与主体方面，2023年在交易机构注册的主体数量达70多万家，涵盖发、输、配、售、用各环节主体，近年来大量涌现分布式发电、新型储能、负荷聚合商、虚拟电厂等新型主体，交易主体日益多元、市场活力有效激发。

三是电价机制改革大力推进。输配电价方面，我国已构建覆盖区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网等的输配电价体系。2017年实现省级电网输配电价改革全覆盖，目前第三轮监管周期按照“准许成本+合理收益”直接核定省级电网输配电价，实现分电压等级不分用户类型核定输配电价，改变过去同一电压等级不同用户类型之间价格差异等问题。发/用电价方面，燃煤发电电量全部通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，煤电电价由单一电量电价调整为两部制电价，发挥煤电基础性支撑调节作用。2021年，我国正式取消工商业目录销售电价，工商业用户按照市场价格购电。

四是配售电新业务蓬勃发展。增量配电业务方面，2016年至今，国家组织开展了5批次共459个增量配电网试点项目。截至2023年底，329个试点完成规划编制，359个试点完成业主优选，256个试点确定供电范围，227个试点取得电力业务许可证。售电公司业务方面，截至目前，在电力交易机构注册的售电公司超5000家，成为多元竞争主体格局中的重要力量，售电公司从最初利用购售电价差获取收益，逐步向“售电+”模式转型，发挥用户侧资源优势，开展负荷聚合、综合能源管理、节能服务等多元化增值服务。

电力市场建设面临新形势新要求

我国电力市场建设取得显著成效的同时也要看到，在顺应全球积极应对气候变化、大力发展可再生能源、助推经济社会绿色低碳转型的发展趋势下，电力市场建设面临新的形势和要求，需要主动应对新的挑战。

一是能源绿色低碳转型加速演进。实现碳达峰碳中和目标是我国的重大战略决策，电力行业作为碳排放的主要来源之一，需要加快向低碳、零碳转型，建设以清洁能源为主体的新型电力系统和新型能源体系。电力市场建设要服务于这一目标，通过与电力规划、运行消纳统筹协同，以市场化手段优化电力资源配置，保障电力安全稳定供应，引导电力行业低碳发展，促进能源结构优化升级。

二是建设全国统一电力市场体系。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，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，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，经营主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。2024年11月，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》进一步明确了“三步走”的发展目标，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一；到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通；到2035年，完善全国统一电力市场。

三是新能源全面参与电力市场。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确，到2030年，新能源全面参与市场交易。新能源全面入市是大势所趋，近年来新能源参与电力市场比例快速提升，同时受新能源出力波动性导致电价降低、辅助服务成本增加等多因素叠加影响，新能源投资收益率持续下降，发电企业投资和持有新能源项目的积极性出现下滑。2024年上半年，甘肃省光伏发电结算均价比燃煤基准价下降40.9%，山西省风电结算均价相比燃煤基准价下降20.7%。为保障“十五五”期间新能源持续大规模发展，推动新能源高质量全面入市，对新能源参与电力市场机制设计提出了新的要求。

推进电力市场建设的相关建议

面对新形势新要求，新阶段做好我国电力市场建设，总体理解，需要坚持和强化“系统性、统一性、延续性、义务性”，创新体制机制，推动新能源高质量全面入市，充分发挥电力市场优化资源配置作用，为促进能源绿色低碳转型、构建新型能源体系、助力实现碳达峰碳中和作出贡献。

一要坚持系统性，建立规划—市场—消纳协同机制。一方面，通过目标引导和市场相结合，推动能源结构转型，建立消纳责任权重考核结果与可再生能源发展规划挂钩机制，国家依据年度考核结果动态调整各省新上的新能源项目规模，考核不合格的及时采取相应措施。在满足绿色低碳发展的前提下，通过价格信号引导经营主体投资选择，优化电源规划中不同电源类型、电源布局、调节电源容量规划，推动输电网络、配电网络的优化升级。另一方面，以市场机制引导可再生能源消纳，通过价格信号引导传统化石能源、可再生能源发电等调整出力，引导柔性负荷调整用电量和时段。风光新能源发电高峰时段，利用风光出力边际成本低、电力市场价格降低特点，引导更多负荷在该时段用电促进新能源消纳。

二要强化统一性，加快构建全国统一电力市场体系。一方面，落实建设全国统一电力市场体系要求，厘清各市场机制关系，构建“边界清晰、权责对等、公平高效、安全可靠”的电力市场体系，实现可再生能源在电能量市场获得电量收益，在绿证市场获得绿色环境价值收益，在辅助服务市场（含调频、备用等）承担系统消纳成本，提升电力市场运行效率，促进电力资源高效优化配置；另一方面，进一步完善基础制度规则体系，分析各地电力市场实践的共性特征，推动制定全国统一的电力交易基本规则和技术标准，建立健全交易品种、交易方式、计量结算、合同管理等方面的规则规范，确保不同地区、不同经营主体在相同的规则下进行交易，消除因规则差异导致的市场壁垒。

三要坚持延续性，推动新能源发电高质量全面入市。新能源是我国能源绿色低碳转型的引擎，其入市必须是高质量的，既要通过电力市场形成交易价格、提升资源配置效率，又要实现新旧政策机制的平滑过渡，激发企业投资积极性、保障新能源发展规模。要妥善处理好保障性与参与市场的关系，推动上网电价全部通过市场形成，享受补贴项目生命周期合理利用小时内的补贴按照原有政策执行；要适应新能源发电特点，建立健全电能量市场机制，缩短中长期交易周期、增加交易频次，优化现货市场出清价格区间设置；要以省级行政区为单位建立政府授权差价合约制度，对市场结算电价低于或高于合约电价的进行差价结算，保障新能源参与电力市场的合理收益。

四要强化义务性，建立“权重+绿证”强制消费制度。可再生能源绿色环境价值收益是电能量收益的有效补充，绿证强制消费制度是新能源参与电力市场场外保障的重要手段。落实能源法关于完善消纳责任权重、实施绿证制度的相关要求，建立健全以绿证为唯一核算依据的可再生能源电力消纳保障机制，优化各省级行政区权重指标设置方式并分解到具体经营主体，推动全社会公平承担消纳责任考核；强化考核与监管，以能源法为指引，推动出台“消纳责任权重+绿证”管理条例，压实考核主体责任，激发绿证市场需求，通过绿证消费激励可再生能源供给，助力经济社会绿色低碳转型。

（作者单位：水电水利规划设计总院）