加快构建全国统一电力市场 服务中国式现代化目标实现

7月18日，党的二十届三中全会审议通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，强调“构建高水平社会主义市场经济体制”“构建全国统一大市场”，要求“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，为我国电力市场化改革的深入推进指明了方向。全国统一电力市场是全国统一大市场的重要组成部分，对于保障电力供应、促进能源转型、支撑构建高水平社会主义市场经济体制、服务中国式现代化目标的实现具有重大意义。

（来源：电联新媒 作者：范孟华 张晓萱）

全国统一电力市场建设意义深远

全国统一电力市场是全国统一大市场的重要实践

全国统一大市场是构建新发展格局、实现中国式现代化的基础支撑和内在要求，能够为各类商品和生产要素在更大范围内的自由流动和优化配置创造条件，使经济保持活力和效率。党的十八大以来，以习近平同志为核心的党中央高度重视全国统一大市场建设工作，多次作出重要指示和部署。2022年3月，中共中央、国务院印发《关于加快建设全国统一大市场的意见》，从全局和战略高度明确了加快推进全国统一大市场建设的总体要求、主要目标和重点任务。全国统一电力市场是构建高水平社会主义市场经济体制、建设全国统一大市场等重大决策在电力行业的具体落实，能够助推电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，为经济社会稳定运行、高质量发展提供有力支撑。

建设全国统一电力市场是深化能源管理体制改革的重要举措

能源体制革命是习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重要组成部分。近年来，电力行业贯彻落实习近平总书记重要决策部署，持续将电力体制改革向纵深推进。2015年，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）提出“管住中间、放开两头”的体制架构。2023年，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《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》，强调要深化电力体制改革，健全适应新型电力系统的体制机制。当前，我国电力体制改革的“四梁八柱”已基本建立、体制机制不断完善，下一步加快推进全国统一电力市场建设，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式电力市场建设发展道路已成为进一步深化电力体制改革的核心任务。

建设全国统一电力市场是我国能源资源配置的内在要求

我国80%以上的煤水风光资源集中在西部北部，70%以上的用电负荷集中在东中部，能源供需逆向分布，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，远距离、大范围资源配置需求突出。构建全国统一电力市场有助于打破地方保护和市场分割，充分发挥大市场的规模效应和集聚效应，更好地统筹西北煤电、西南水电及沙漠、戈壁、荒漠等大型能源基地建设，增加资源富集地区电力外送规模，推动西部地区能源资源优势转化为经济优势、保障好东中部地区用电需求。大范围电力市场建设也能够更好地促进季节、区域间余缺调剂和优势互补，并在保障电力可靠供应、紧急事故支援等方面发挥重要作用。

建设全国统一电力市场是推动绿色低碳转型的必然选择

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。截至2023年底，全国并网风电和太阳能发电合计装机规模达到10.5亿千瓦，占总装机容量比重为36%。随着大规模随机性、波动出力的新能源并网，系统运行机理和平衡模式已发生深刻变化，保障电力可靠供应、系统稳定运行的压力和成本激增，迫切要求加快建立适应新能源资源分布和运行特点的市场机制，健全能够综合体现电能量、容量、调节、绿色价值的多层次统一市场体系，引导新能源通过市场化方式进行消纳，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。

深化全国统一电力市场建设

需要把握四个关键

加快推动电力市场基础制度规则统一

随着电力市场建设的不断深化，进一步优化完善市场顶层设计，构建结构完整、要素完备、逻辑自洽、程序规范、实施可行的电力市场制度规则体系，对于规范引导市场主体行为、更好地发挥市场功能作用具有重要意义。我国电力市场建设始终坚持制度先行，先后出台了一系列相关政策文件并持续优化完善。目前，针对中长期、电力现货交易等部分品种已出台国家层面的基本交易规则，辅助服务等部分品种建立了地方性规则体系，在电力市场监管、系统运行、技术标准等方面初步形成了制度规范。2024年5月，国家发展改革委印发《电力市场运行基本规则》，全国统一电力市场“1+N”基础规则体系进一步完善。

下一步，一是进一步统筹考虑市场建设运营的全环节、全要素，全局性谋划、系统性推进电力市场规则体系建设。处理好继承与创新、整体与局部的关系，既保证各类制度规则的整体逻辑、通用条款的一致性，又兼顾各品种、各层级、各环节市场建设的特殊性。二是近期可重点围绕辅助服务等品种，加强对地方性规则标准的统一；优化完善中长期、电力现货市场基本规则，对市场限价、紧急干预等机制进行规范；做好市场环境下电力系统运行技术标准等方面的修订完善。三是结合新型电力系统和新型能源体系的建设发展需要，积极推动技术创新、管理创新，既保持市场规则制度体系整体架构的相对稳定，又顺应新型电力技术、信息技术、低碳技术的发展趋势，持续优化完善。

确保电力基础设施高标准联通

电力市场建设以结构坚强的电网为载体。电网是连接电厂和用户的网络，具有网络市场功能，既是电力输送载体，又是电力市场载体，输送和交易同时进行。电网的输送能力和电力安全是影响电力市场形态的关键因素，电网的边界决定了电力交易的边界，建设大电网就是构建大市场，两者融为一体，相互促进。多年来，我国持续完善网架结构、建强电网“大动脉”，国家电网跨区跨省输电能力超过3亿千瓦，成为世界上输电能力最强、规模最大的电网，为资源大范围配置提供了坚强的物质基础和载体。同时，随着分布式电源、多能互补、新型储能等新产业快速发展，配电网已由传统单向供电网络转向双向有源网络，正在成为联接和整合各类负荷侧资源的互动平台。大电网为主导、多种电网形态相融并存的格局逐步形成。

下一步，一方面要持续加快电网基础设施建设和智能化改造，推动电网高质量发展，提升电网资源配置能力、安全承载能力和新能源消纳能力，进一步夯实全国统一电力市场体系建设的物理基础。另一方面，要通过合理的交易与价格机制设计，引导电网基础设施的高效利用。完善跨省跨区输电价格形成机制，探索建立两部制或单一制输电价格，促进跨省跨区电力交易达成，支撑大范围电力资源高效配置。探索建立省间输电权机制，可在跨省跨区优先计划分配输电权的基础上，向市场主体开放输电权市场交易，提高省间输电通道利用和交易组织效率。深化推进省间多通道集中优化出清，建立省间充分竞争、高效配置的市场格局。

促进电力生产要素大范围畅通流动

市场范围扩大会带来市场主体增多和供应增加，使竞争更加充分、市场配置资源的效率更高，这已经成为各国电力市场建设的共同经验。同时，随着可再生能源的发展，清洁电力大范围消纳的需求也进一步推动了交易范围的扩大。当前，我国已初步建立涵盖中长期、现货的省间电力市场，省间中长期市场按工作日连续开市，省间电力现货市场实现全年连续稳定运行，发挥了促进资源大范围优化配置、支撑电力长期安全可靠供应等重要作用。近年来，我国电力供需形势总体偏紧，受地方保供责任及外送价格优势缩小等因素影响，省间送电意愿有所减弱。同时，高比例新能源接入使得送受电两端供需时段不匹配的问题突出，交易组织难度持续加大，制约了省间资源大范围优化配置作用的发挥。全国统一电力市场体系建设需要持续向纵深推进，适应省间供需形势变化、促进资源灵活调节和大型能源基地消纳的大范围市场交易机制亟需构建。

下一步，一是进一步优化省间市场运作机制。强化、规范长期送电协议，明确签订电量、电价和曲线的确定原则和各方权利义务，并推动长期送电协议向政府授权合约的转化。规范做好省间中长期和电力现货市场组织，增加交易计划调整信息披露的透明性、及时性。健全省间中长期交易合同转让、置换、回购、可中断等机制，探索价格浮动、可中断交易、开口合同等机制，提升省间送电灵活性。拓展省间电力现货市场范围，充分发挥省间现货市场灵活互济作用。二是加强省间省内市场衔接协同。强化各省级电力市场功能性统筹和标准化设计，统一各省级电力市场总体框架、核心规则及与各市场衔接方式。完善规范“统一市场、两级运作”机制，逐步推动具备条件的省份在电力中长期、日前（日内）现货环节开展“统一申报、两级出清”，进一步提升资源配置的效率和效益。

充分激发各类经营主体市场活力

各类经营主体是我国电力市场的主要参与者，其数量、结构、活跃度和成长性是衡量市场发展水平的重要标志。当前，我国已进入高质量发展阶段，需要进一步破除市场准入壁垒，以市场方式充分激发各类经营主体的内生动力和创新活力。近年来，随着发用电计划放开、配售电改革稳步推进，我国电力市场多元主体加快培育，全国范围内注册的市场主体数量已超过70万家，多买方、多卖方的市场竞争格局初步形成。同时，随着新型电力系统建设的持续深化，各类电源在电力系统中的功能定位出现调整、市场格局发生深刻变化，新能源将逐步转变为电量供应主体，传统电源逐渐成为调节和容量供应主体，分布式光伏、储能、电动汽车等新型主体快速涌现。需要依靠市场机制的优化完善对各类主体予以引导和协调，充分体现各类资源价值属性，高效协同各方主体利益关系，实现成本收益的合理分配。

下一步，一是健全适应新能源发展的电力市场机制。明确新能源市场化消纳方向和入市路径，通过政府授权合约进一步推动新能源逐步参与市场交易。持续完善绿电绿证交易机制，探索开展长周期购电协议（PPA）签订，满足各类主体绿电消费需求。二是加强供需紧平衡下传统电源经营保障。循序渐进推动容量保障机制建设，逐步探索建立容量市场，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。完善调峰、调频和备用辅助服务市场建设，推动调峰辅助服务与电力现货市场融合，探索引入灵活爬坡、系统惯量等辅助服务新品种，引导和激发火电机组参与调节。三是引导新型主体参与市场交易和系统运行调节。进一步明确新型经营主体参与市场的容量、电力电量、调节性能/响应参数等技术规范要求，充分考虑新型主体个体体量小、地域分布广、用电灵活性高、可聚合性强等特点，完善市场交易品种和申报、出清、结算、价格等机制设计，引导各类新型主体规范参与市场、公平承担系统平衡责任及相关成本。