实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置——统一电力市场建设提速

日前，国家发展改革委、国家能源局正式印发《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《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2035年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求。

“统一电力市场”什么样？对发电、输电、配电、用电有什么影响？新能源和传统能源在其中将分别扮演哪些角色？

理顺“省内电”“省外电”“外送电”

为何要加快建设统一电力市场？

2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》印发实施，标志着中国开启新一轮电改。配套发布的《关于推进电力市场建设的实施意见》明确，电力市场主要由中长期市场和现货市场构成，电力市场体系则分为区域和省（区、市）电力市场。

国家发改委有关负责人介绍，新一轮电改实施以来，中国电力市场建设稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，价格机制更加完善，市场化交易电量比重大幅提升。2021年，全国市场化交易电量达3.7万亿千瓦时，同比增长17.2%，占全社会用电量的44.6%，是2015年市场化交易电量的近7倍，年均增长约40%。

不过，电力市场稳步发展的同时，新的问题也随之涌现。特别是各地在“省内电”“省外电”“外送电”的协调使用上有矛盾，跨省跨区的交易壁垒多年来不同程度地存在。实现能源资源在全国范围内优化配置，就要建立“全国统一电力市场”。

“进行跨省跨区的电力传送，需要有一套市场机制来决定电力交易的量和价。”清华大学能源互联网研究院副院长陈启鑫告诉记者，此前，交易主要依靠政府指定合约，这类合约通常周期较长，难以动态、准确地反映电力的真实成本和价值。

与此同时，由于各地的用电结构、价格承受水平等各不相同，开展现货交易试点的省份在市场规则、市场准入等方面也存在差别。山东一家发电企业负责人向记者介绍，在不同省份参与交易，需要先了解该省份的交易规则，这在一定程度上增加了企业交易成本，对市场主体售购电造成一定阻碍。

能源形势的变化也对电力市场提出了新要求。伴随“双碳”目标的提出，中国新能源发电占比大幅提升，但能源基地集中开发和负荷中心分布式建设共存的趋势，带来严峻的消纳难题。“我国清洁能源主要集中在‘三北’地区，由于周边区域负荷强度不高，整体消纳程度受限。”陈启鑫表示，这就迫切需要发挥市场优化配置资源的决定性作用，通过市场价格信号引导清洁能源统一规划、科学布局、高效利用。

“2030碳达峰、2060碳中和战略目标对中国电力市场建设提出了新要求，需要加快全国统一电力市场体系建设，推动电力行业加快转型。”国家发改委上述负责人表示，要在全国更大范围内促进电力资源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，以市场化手段降低成本，实现能源清洁低碳转型和高质量发展。

统一交易规则，建设国家电力市场

针对现行电力市场的问题，此轮电改将重心锚向“加快建设全国统一电力市场体系”。那么，全国统一电力市场体系包含哪些层面？如何建设？

“健全多层次统一电力市场体系包括加快建设国家电力市场，稳步推进省（区、市）/区域电力市场建设，引导各层次电力市场协同运行和有序推进跨省跨区市场间开放合作。”国家发改委前述负责人介绍。

记者注意到，在跨省跨区电力市场和省间电力市场 “两级运作”基础上，《指导意见》明确要加快建设国家电力市场，并首次提出“研究推动适时组建全国电力交易中心”。

陈启鑫分析，现有的电力市场交易体系已能支持一定规模的电力交易。随着跨省跨区交易在全国范围内不断发展，将推动不同交易中心采用新的组织形式实现各地电力市场相互协同、信息交互、业务交互等。“伴随交易范围进一步扩大，需要相应的交易机构给予支撑，全国电力交易中心旨在起到这样的作用。”

如何处理统一电力市场体系中各层次电力市场的关系，一直广受业界关注。为了引导各层次市场协同运行，《指导意见》一方面明确了全国电力市场体系中各层次市场的功能定位，如省（区、市）市场主要发挥基础作用，负责保证省内电力基本平衡和省内电力资源的优化配置；区域市场开展跨省区电力中长期交易和调频、备用辅助服务交易，优化区域电力资源的配置；国家电力市场则负责省（区、市）/区域市场间的共享互济和优化配置。另一方面，明确各地根据实际情况，宜省则省、宜区则区。未来，省（区、市）市场可以直接或融合成为区域市场后与国家市场融合发展，以此在更大范围内实现能源资源的优化配置。