近日，国家发展改革委、国家能源局印发《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《意见》），提出到2030年全国统一电力市场体系基本建成。

　　国家发展改革委有关负责人回答记者提问时表示，2030年碳达峰、2060年碳中和战略目标对电力市场建设提出了新要求，迫切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，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，以市场化手段较低成本实现能源清洁低碳转型和高质量发展。

　　我国现行电力市场体系仍不完善

　　据介绍，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》及其配套文件印发以来，我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，改革红利不断释放。

　　数据显示，2021年，全国市场化交易电量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%。

　　但该负责人坦言，同时，我国现行电力市场体系还不够完善，配套机制有待健全，各地电力市场在市场模式、基本交易规则、价格形成机制等方面差异较大，跨省跨区交易还存在市场壁垒。

　　《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，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，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，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。

　　健全多层次统一电力市场体系

　　《意见》提出，要健全多层次统一电力市场体系。主要包括以下四个方面。

　　一是要加快建设国家电力市场。要完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制，研究推动适时组建全国电力交易中心，成立相应的市场管理委员会。

　　二是要稳步推进省（区、市）/区域电力市场建设。充分发挥省（区、市）市场在全国统一电力市场体系的基础作用，提高省域内电力资源配置效率，保障地方电力基本平衡。鼓励建设与国家区域重大战略相适应的区域电力市场，优化区域电力资源配置。

　　三是要引导各层次电力市场协同运行。有序推动国家市场、省（区、市）/区域电力市场建设，加强不同层次市场之间的相互耦合、有序衔接。条件成熟时支持省（区、市）市场与国家市场融合发展，或多省（区、市）市场联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。推动探索组建电力交易中心联营体，建立完善的协同运行机制。

　　四是要有序推进跨省跨区市场间开放合作。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，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。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，最大程度利用跨省跨区富裕通道优化电力资源配置。

　　促进电力现货市场长期稳定运行

　　该负责人介绍，目前，我国浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃、南方（以广东为起步）、蒙西等8个第一批现货试点地区2020年全部完成月度以上的结算试运行，2021年山西、甘肃等地区实现长周期不间断运行；辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北等6个第二批现货试点省份正在编制市场建设方案，预计2022年6月底前启动试运行。

　　下一步工作将主要围绕四点来推进。一是积极稳妥推进现货市场建设，引导现货市场更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系，支持具备条件的试点不间断运行，逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场。二是协同推进电力现货市场与中长期市场建设，进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用，推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接，建立合理的费用疏导机制。三是更多通过市场形成反映实时供需的电力价格，建立充分反映电力价值的电价体系，推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价，更好拉大峰谷价差，引导用户削峰填谷。四是有序推进新能源参与市场，完善相应市场机制，开展绿色电力交易，以市场化方式实现绿色电力的环境价值。

　　构建适应新型电力系统的市场机制

　　“为落实碳达峰、碳中和目标，新能源将进一步大规模发展，为推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统，市场交易与配套机制也同样需要作出调整。”该负责人指出，这一调整主要体现在四个方面。

　　一是提升电力市场对高比例新能源的适应性。引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、电动汽车等新兴市场主体参与交易，有序推动新能源参与电力市场交易。鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增值服务。调整交易机制，加大交易频次，缩短出清周期，在电能量价格之外，不断提升辅助服务、发电容量等经济补偿水平。

　　二是要引导各地区根据实际情况建立市场化的发电容量成本回收机制。探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。

　　三是探索开展绿色电力交易。以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位，引导有需求的用户直接购买绿色电力，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。

　　四是健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强新能源就近消纳和安全运行能力。