解读 | 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布

今天，国家发展改革委官网公布了《国家发展改革委 国家能源局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），标志着我国电力市场建设迈入新阶段。建设全国统一电力市场体系具有怎样的重要意义？将产生怎样的深远影响？如何解决当前电力市场发展的主要矛盾并支撑新型电力系统建设？发问与思索的背后，汇聚了业内对于市场建设迈向新阶段的深切期盼。为了让广大读者更加全面而深入地理解文件的精神和要求，本刊第一时间组织了三篇文章，对建设全国统一电力市场的重要意义、建设目标与路径等进行解读与阐释，以期与广大市场参与者、建设者合力推进全国统一电力市场发展。

（来源：微信公众号“ 中国电力企业管理” 作者：乐山等）

在全国更大范围内还原电力商品属性

——解读《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》

文 | 特约撰稿人 乐山

新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场交易方式不断丰富、市场规模不断扩大，多元竞争主体格局初步形成，八个电力现货试点市场陆续开展了长周期结算试运行，五个电力现货试点开展不间断连续结算试运行，市场交易体系基本形成，我国电力市场化改革和建设取得了显著成效。但随着改革的不断深入，一些制约我国电力市场良好发展的深层次、根本性问题逐渐凸显，如电力市场体系不完整、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。因此，加快建设全国统一电力市场体系，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，已成为下一步电力改革的重要课题。

2002年第一轮电力体制改革启动，《电力体制改革方案》(国发[2002]5号)中，基于“大部分地区形成了跨省的区域性高电压等级的主网架”、“省际之间市场壁垒阻碍了跨省电力市场的形成和电力资源的优化配置”的现实情况，提出“健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网”“初步建立竞争、开放的区域电力市场”，但并未有建立全国统一电力市场体系方面的相关表述。2015年新一轮电力体制改革启动，《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》(中发[2015]9号)明确提出“在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系”。相较于2002年电力体制改革，新一轮电力体制改革的“全国范围内”范围更加扩大，概念也更接近于“全国统一电力市场体系”。2020年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(发改体改[2020]234号)，提出 “2022 年底前，各地结合实际情况进一步规范完善市场框架、交易规则、交易品种等，京津冀、长三角、珠三角等地区的交易机构相互融合，适应区域经济一体化要求的电力市场初步形成”。“2025 年底前，基本建成主体规范、功能完备、品种齐全、高效协同、全国统一的电力交易组织体系”。首次明确“全国统一电力市场体系”这一概念。

2021年11月24日下午中共中央总书记、国家主席、中央军委主席、中央全面深化改革委员会主任习近平主持召开中央全面深化改革委员会第二十二次会议。会议指出，近年来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重大幅提升。要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省(区、市)、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。要改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需。要加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作，做好基本公共服务供给的兜底，确保居民、农业、公用事业等用电价格相对稳定。要推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

在此背景下，国家发改委、国家能源局立即组织对全国统一电力市场体系建设进行深入研究，充分考虑我国实际情况，遵循市场经济一般规律和电力发展基本规律，在我国已有电力市场建设基础上优化完善并进一步系统化、科学化，印发了《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《意见》。

该《意见》全面的涵盖统一市场体系具备的主要特征：

一是市场的开放性。该《意见》明确充分发挥北京、广州电力交易中心作用，完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制；有序推动国家市场、省（自治区、直辖市）/区域电力市场建设，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。条件成熟时支持省（自治区、直辖市）联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。

二是规则的一致性。该《意见》明确由国家发改委、国家能源局组织有关方面制定市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本规则，以及统一的交易技术标准和数据接口标准。各地组织省（自治区、直辖市）电力交易中心依照基本规则制定本地交易细则。推动交易中心之间在技术和数据标准方面有效衔接、总体一致。

三是竞争的公平性。该《意见》明确推动全国电力市场主体注册信息共享，建设统一信息披露平台，健全信息安全保障机制，确保电力运行信息安全可控。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，强化运行安全和服务质量评价。

四是商品的流动性。该《意见》明确有序推进跨省跨区市场间开放合作，建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业于售电公司、用户等开展直接交易。

五是价格的市场性。该《意见》明确改革完善煤电市场化形成机制，完善传导机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需。强化电网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，妥善处理政策性交叉补贴。提高跨省跨区输电价格机制灵活性，探索跨省跨区交易按最优路径组合等方式收取输电费用。通过全国统一电力市场体系的建设，更大范围内优化电力资源配置。

此外，该《意见》对目前电力市场体系的功能进行了完善，一是持续推动电力中长期市场建设。进一步发挥中长期市场在平衡供需、稳定市场预期的基础作用；

二是积极稳妥推进电力现货市场建设。引导现货市场更好发现电力实时价格，准确反应电能供需关系；

三是持续完善电力辅助服务市场。探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，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。有序放开发用电计划，份类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。

该《意见》的印发，完美解决当前电力市场发展的主要矛盾，通过改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，解决当前煤价电价之间缺少的有效传导机制；通过完善电力辅助服务市场，更好体现灵活调节性资源的市场价值；通过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；通过开展绿色电力交易，发现绿色电力环境价值，引导有需求用户直接购买。

同时，该《意见》也对“十四五”、“十五五”电力市场建设发展进行了目标规划，明确到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（自治区、直辖市）/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，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，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，适应新型电力系统需求，国家市场与省（自治区、直辖市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场，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。

相信通过该《意见》的印发，电力这一关系国计民生，牵一发而动全身的商品，会在全国更大范围内还原其商品属性，通过更大范围内的资源优化配置，更快推动适合我国国情，有更强新能源消纳能力的新型电力系统建设，助力我国提前实现“2030碳达峰、2060碳中和”目标。

锚定电力体制改革和能源行业高质量发展新航向

——解读《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》

文 | 华能集团市场营销部 王春森

1月28日，国家发改委、国家能源局联合印发了《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《意见》），提出要遵循电力市场运行规律和市场经济规律，优化电力市场总体设计，实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。《意见》既是全国统一电力市场体系的建设纲领，又是深化电力市场化改革的推进指引。深入理解《意见》精神，科学把握工作方向，对推动电力体制改革和能源行业高质量发展具有重要意义。

加快建设全国统一电力市场体系的重要意义

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加快建设全国统一电力市场体系是推进要素市场化配置改革，是建设全国统一大市场的重要组成。党的十八大以来，党中央坚持社会主义市场经济改革方向，纵深推进市场化改革。电力行业作为我国国民经济的基础性支柱行业，具有市场规模体量大、连锁带动能力强、影响范围广的特点。电力市场化改革作为要素市场化改革的重点领域，可引领要素市场化配置改革全面纵深发展，推动供给和需求实现更高水平的良性互动，有利于促进形成强大国内市场和推动经济高质量发展。

加快建设全国统一电力市场体系是大范围优化电力资源配置，提升电力系统规划、运行效率的关键环节。在我国经济社会发展以省为实体，电力工业长期以来形成了以省为基础的电力供应格局，新一轮电力体制改革也是以各省的电力市场建设为起步。部分省份仍存在区域封锁和地方保护行为，专场交易、跨省跨区交易限制准入等行政性垄断行为屡禁不止。而我国区域经济发展及能源资源分布不均衡的特点，决定了必须在大范围统筹能源资源配置。近年来，跨省跨区输电量不断增长，高比例外来电对各省自身平衡带来了很大挑战，电力安全风险已超出各省单独应对能力。随着新能源装机的快速增长，部分省份仅依靠省内市场难以全额消纳，需要在更大范围内配置电力资源。这就决定了我国必须打破省间壁垒，加快建设全国统一电力市场体系。

加快建设全国统一电力市场体系是推动能源绿色低碳转型，实现碳达峰碳中和的必要手段。电力市场机制一方面可通过市场竞争找到最优、最经济的“碳中和”技术路径，有利于保障用户获得安全、经济、优质的电能，有利于降低能源转型的社会总成本。另一方面，电力市场机制能推动全社会共担能源转型成本、共享绿色发展成果，是如期实现碳达峰碳中和目标的有力保障。此外，全国统一电力市场体系还能与全国碳市场联动，形成电价与碳价有机融合的价格体系，促进碳市场和电力市场协同发展。

明确全国统一电力市场体系改革方向

明确全国统一电力市场体系的建设目标。全国统一电力市场体系是多层次市场协同运行的市场体系，而不是一个统一市场规则、统一市场出清的单一市场。其中多层次协同是指国家电力市场层、省（自治区、直辖市）/区域电力市场层相互耦合、有序衔接。在全国统一的基本交易规则基础上，允许各地制定符合当地实际情况的交易细则，可有效地衔接当前“省为主体”的国情实际，保障全国统一电力市场体系建设平稳起步。

明确全国统一电力市场体系的建设路径。建设路径可以概况为“宜省则省、宜区域则区域”，区域市场与省市场不分高低层级、不分先后顺序。起步阶段，国家市场是一个初步融合、有限优化的市场，对电力资源的配置能力有限。符合区域协调发展战略、资源互补性强、省间矛盾较小的地区可先深度融合，构建“统一规则、统一边界、统一出清”的区域电力市场后再融入国家市场，进而更大程度地发挥市场对电力资源的优化配置作用。两种发展路径殊途同归，随着市场范围的不断扩大、市场规则的持续协同，都会形成多层次统一电力市场体系。

明确用户侧主体在跨省跨区交易中的主体定位。跨省跨区指令性计划中，地方政府事实上担任了交易主体责任，一定程度上限制了本省市场成员的选择权，强化了省间交易壁垒。《意见》明确要求建立多元主体共同参与的跨省跨区交易机制，扩大市场主体范围，允许电力用户、售电公司开展直接交易，将省间交易的主体从地方政府转向市场主体。推动多样化市场主体无差异地参与跨区跨省交易，减少政府对资源的直接配置，提高电力资源配置效率和公平性。

破除省间壁垒，营造公平竞争的环境

进一步放开跨省跨区计划，加强经济责任衔接。目前跨省跨区交易仍以地方政府主导的指令性计划为主。随着送受端省份电力供需形势变化、电力市场建设的推进，指令性计划电量的价格将难以快速响应市场供需情况。而跨省跨区计划与省内市场价格机制的不衔接，也导致受端省份现货市场产生大量不平衡资金，制约受端省份现货市场发展。《意见》第一次以文件的形式明确了，跨省跨区优先计划应按照“先增量、后存量”的原则分类放开，着力清除省间市场壁垒。加强跨省跨区域省内市场在经济责任方面的衔接，推动现货市场建设纵深发展。

优化跨省跨区输电容量分配机制。跨省跨区输电通道容量有限，当前输电通道使用权分配方式较为粗放，往往夹杂着“先到先得”式的固化分配。且跨省跨区通道可用输电容量存在信息高度不对称的现象，制约了跨省跨区输电通道的优化利用。《意见》提出建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，通过市场竞争的方式优化跨省跨区输电通道的利用方式，保证各类市场主体依法依规平等使用电网。通过市场竞争，实现跨省跨区输电通道的最大程度利用，有利于进一步打破省间壁垒，促进电力资源在更大范围的自由流通。

加强电网企业监管，确保电网中立性。电网企业在电力市场中扮演多重角色，一方面电网企业代理用户开展市场化购电，另一方面电网企业下属的调度机构负责组织电力现货市场交易，此外电网集团内还有子公司开展竞争性售电业务。因此《意见》提出，加强对电网企业自然垄断性业务监管，强化电网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。通过厘清竞争性业务和受监管业务界面，进一步提升对电网企业的监管效能，降低输配电价核定难度，保障电网企业在市场竞争中的中立性。

构建适应新型电力系统的市场机制

探索开展绿色要素交易。随着新能源的高目标增长、大规模并网、高比例消纳，新能源发电企业全面参与市场不可避免。考虑到清洁能源对环境友好的外部性无法在同质同价的电力市场中体现，因此必须探索构建绿色要素交易机制。《意见》提出通过绿电、绿证交易等形式，以市场化的方式发现绿色电力的环境价值。推动全社会形成主动消费绿色电力、充分反映环境价值、促进新能源发展的良性循环，对于加快构建以新能源为主体的新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现具有重要意义。

完善弃风弃光电量考核机制。由于新能源发电与负荷同时率低，高比例新能源接入意味着弃风弃光率必然有所提升。而合理弃风弃光有利于提高电力系统运行的整体经济性，国外新能源发展规模比较大的国家和地区均存在不同程度的主动弃风弃光现象，因此有必要重新审视弃风弃光率的统计原则。《意见》明确，因经济性不足而产生的弃风弃光不纳入弃风弃光电量考核，为新能源企业降低出力主动参与系统调节扫清了政策障碍，有助于实现能源转型社会综合成本的最小化。

总体设计 统筹指导 加快推进电力市场建设

文 | 华能北京热电有限责任公司 杨耀攀

1月28日，国家发展改革委正式发布了《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，以下简称《指导意见》），成为党中央、国务院部署实施新一轮电力体制改革以来，体系性地阐述电力市场如何建设的指导性文件。《指导意见》再一次肯定了市场在电力资源优化配置中的作用，聚焦电力市场建设存在的问题，提出了全国统一电力市场建设的总体目标和要求，为电力市场建设提出了框架性意见。

《指导意见》由中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过，明确要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，适应碳达峰碳中和目标的新要求，优化电力市场总体设计，健全全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展的市场体系，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。为助力电力系统实现30•60总体目标，《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2030年全国统一市场体系基本建成。

当前国内电力现货市场建设试点呈现出百花齐放的格局，市场建设方案中过于注重地方特色，各市场规则之间存在不衔接不协同的问题。针对此类问题，《指导意见》提出了“三个统一”：

一是统一市场体系。《指导意见》提出加快建设国家电力市场，组建全国电力交易中心和相应的市场管理委员会，完善议事协调和监督机制；明确充分发挥省（自治区、直辖市）市场在全国统一市场体系的基础作用，鼓励建设相应的区域电力市场，优化区域电力资源配置；有序推动国家市场、省（自治区、直辖市）/区域电力市场建设，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接；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，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展跨省跨区直接交易，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动态衔接。

二是统一市场功能。《指导意见》再次明确各层次市场的统一功能，明确中长期市场的基础性作用，要求中长期市场完善调整机制，缩短交易周期，丰富交易品种，规范交易组织，形成分时段电量电价；引导现货市场更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系，支持具备条件的试点不间断运行，形成长期稳定运行的电力现货市场，建立合理的费用疏导机制；统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，加强市场间的有序协调；有序放开发用电计划，分类推动各类优先发电主体和经营性用户参与市场，将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。

三是统一市场交易机制。《指导意见》明确由国家发展改革委、国家能源局组织有关方面制定统一的市场基本交易规则、统一的交易技术标准和数据接口标准；完善电价传导机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需，强化电网输配电准许收入监管，妥善处理政策性交叉补贴；统筹优化电力市场运行与电网调度运行，健全完善电网企业相关业务流程和制度标准；建设统一信息披露平台，健全信息安全保障机制，确保电力运行信息安全可控。

为了全方位建设全国统一市场体系，《指导意见》将深度影响以下三个方面：

一是指导规划和科学监管。为了使各层次市场体系建设更加完善，《指导意见》还明确了健全市场环境下的规划体系、监管体系、信用体系和应急保供机制：要求注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用，通过电力现货市场发现价格，并以此引导规划、量化决策，有效吸引电源、电网的合理规划；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，做好对市场信息披露情况的监督和评价；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，强化运行安全和服务质量评价；对市场主体开展自律和社会监督，完善电力市场信用评价体系，构建以信用为基础的新型监管机制；完善电力应急保供机制，加快应急备用和调峰电源建设，建立健全成本回收机制和市场应急处置机制。

二是创新高比例新能源的市场机制。当前，国内正在大力建设以新能源为主体的新型电力系统，实现能源电力的转型升级。为了适应新型电力系统，保证高比例新能源的电力系统安全运行，分清各电源主体之间的经济责任，引导新能源积极参与市场，《指导意见》明确要求提高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；引导各地根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制；创新体制机制，开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的交易结果；鼓励分布式新能源发电主体与周边用户直接交易，开展“隔墙售电”业务，增强就近消纳新能源和微小电网的安全运行能力。

三是打破跨省跨区交易市场壁垒。我国能源富集在西部，而负荷中心在中东部，这种能源资源禀赋决定了我国必须执行“西电东送”战略，实现跨省跨区送电。但是，在省市场的现货交易中，跨省跨区送电常常作为市场边界，不参与出清，严重扭曲了市场价格。如2020年的山东电力现货市场就因为外来电问题造成大量不平衡资金造成省内现货市场停摆近一年时间。《指导意见》明确要求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，强调跨省跨区与省内市场经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。根据国家发改委、国家能源局批复的国家电网公司开展的《省间电力现货交易规则（试行）》，已有实现各层次市场动态衔接的办法已明确——“省间（市场间）电力现货交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清”。《指导意见》还要求建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公公司、用户等开展直接交易，明确支持跨省跨区“点对点”交易，给予跨省跨区市场主体更多的自主权，提升市场活跃度。这将有效解决跨省跨区输电计划与省内市场不衔接的问题，扫除省市场出清价格被扭曲的重大障碍，实现《指导意见》提出的省（自治区、直辖市）市场与国家市场融合发展，加强不同层次市场的相互耦合、有序衔接。

《指导意见》以问题为导向，聚焦当前电力市场建设中面临的现实问题，着重解决电力现货市场建设中存在的各地诉求不一等突出问题，努力构建统一开放、竞争有序、公平合理的电力市场体系。当前国内第一批、第二批电力现货市场建设已进入快车道，《指导意见》的出台，为现货试点地区的市场建设提供了更可靠的文件依据和更准确的顶层指导，为试点地区扫除了制度障碍，减少了试点地区的试错几率，帮助试点地区少走弯路，以便更快更好地完成市场建设。

当然，我们还应看出，《指导意见》仅仅是市场体系建设的指导性文件，并不是市场建设方案。各地在市场建设实操中，还需要认真研读《指导意见》的精神和内涵，按照国家相关要求不折不扣地做好各项制度落实，更详实更细化地做好市场建设的方案设计和规则制定，凝聚各类市场主体的发展共识，营造一个充满活力的市场竞争环境。