我国自2015年3月开启新一轮电力体制改革以来，在市场架构建设、市场主体参与、电价机制完善、交易机构组建及规范运行等方面取得了重要进展。此后，党的十八届三中全会对全面深化改革作出重要部署，建设统一开放、竞争有序的市场体系被提上日程。特别是在碳达峰、碳中和目标确定后，在党的十九大报告及党中央、国务院相继印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》等相关重要文件中，进一步明确要求深化电力体制改革，加快构建全国统一电力市场体系。2021年11月，习近平总书记主持召开中央全面深化改革委员会第二十二次会议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下文简称《指导意见》），从国家层面进一步发力，提出了健全多层次统一电力市场体系，统一交易规则和技术标准的新要求，要求加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。

一、我国电力市场建设的顶层再设计

经过多年发展，我国电力市场体系构建稳步有序推进，多元竞争主体格局初步形成，市场化交易电量比重大幅提升，市场在资源优化配置中作用明显增强。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%。中长期交易和辅助服务市场基本覆盖，首批8个现货试点已进入结算试运行阶段，第二批6个现货试点也已启动建设。以省级电力市场为基础、以跨省跨区市场为突破、以全国统一电力市场为方向的电力市场建设初见雏形。

随着碳达峰、碳中和目标全面融入经济社会发展中长期规划，我国经济社会发展进入新常态，对推进能源低碳转型提出了更加迫切的要求。《2030年前碳达峰行动方案》中要求产业结构和能源结构调整优化在“十四五”期间取得明显进展，在“十五五”期间初步建立清洁低碳安全高效的能源体系。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，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，统一交易规则和技术标准，破除市场壁垒，在全国范围内实现电力资源优化配置和共享互济。与此同时，我国正处于构建新型电力系统的关键时期，清洁能源的渗透率提高对电力系统综合调节能力提出了更高的要求，对电力系统安全稳定运行提出了挑战，有必要进一步完善电力市场体系构成，统一多元化市场主体纳入类型和标准，以市场化方式实现对源网荷储的一体化运营，充分激励市场主体参与的积极性，释放灵活调节能力，推动电力系统供需平衡和电力市场运营有序衔接。自2021年以来，我国电力供需一直处于紧平衡状态，归因于我国燃煤火电仍占据主要地位，动力煤现货价格暴涨而电价却未同步上浮，导致发电企业生产意愿不足，煤电转型与发电空间出让缺少有效的价格传导机制，迫切需要在统一的电力市场交易平台上，完善市场化价格形成机制，有效解决清洁能源与燃煤火电之间的利益补偿问题和市场之间送受电的利益平衡问题，调动市场各方参与清洁能源供需平衡与电力系统供需平衡的积极性与主动性，促进清洁能源持续健康发展。

从国际经验看，随着市场化改革的不断深入和资源优化配置需求的不断提升，在市场交易规模稳步扩张的基础上，市场交易范围将逐步扩大，交易行为也逐渐规范化。欧盟电力市场已由初期的15国日前联合出清发展到目前27国以日前耦合（日内14国耦合）为主要特征的欧洲统一电力市场；美国以独立系统运营区域为起步，目前也形成了多个以系统与市场运营一体化为特征的区域电力市场，市场的范围逐步扩大。与此同时，无论是欧洲还是美国，都从顶层设计角度颁布了相关法令，明确了标准化的电力市场规划和发展目标。当前，中国特色社会主义进入新时代，在吸收借鉴国外成功电力市场建设经验的基础上，应进一步发挥国家宏观战略层面的积极作用，对我国电力市场体系开展顶层再设计，加大力量贯彻执行电力体制改革相关文件精神，深入推进能源结构转型，全面启动全国统一电力市场的建设工作。

二、全国统一电力市场体系的建设愿景

中国电力市场建设进入攻坚阶段，《指导意见》的提出为新型电力系统加快建设、碳达峰碳中和目标加快实现提供了坚强的市场保障，对深化电力体制改革具有积极意义。为此，《指导意见》在如下三方面做了重点要求：

一是要求遵循电力运行客观规律和市场经济规律。电力市场建设是在保障电网安全稳定运行的前提下提高电网运行的经济性和电力资源优化配置的水平，必须将电力运行的客观规律和市场经济规律的有机结合，在还原电力商品属性的同时，还应确保交易结果满足电网运行的连续性和有序性的要求，才能充分发挥市场机制的作用。

二是要求健全多层次统一电力市场体系和功能建设。为了更好发挥市场对资源配置的决定性作用，应从全局层面考虑进一步支撑我国能源结构转型，通过建立规范统一的电力市场基本交易规则和技术标准，破除电力交易的地域界限，规范各层次电力市场秩序，推动实现全国电力市场和地方各级电力市场统一规范运营和有效衔接，助力能源结构低碳转型、高质量发展。

三是要求推进适应新型电力系统的电力市场机制设计。通过市场手段对能源发展进行引导，进一步降低计划电量比例，实现新能源与传统化石能源有效平稳转换，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。同时，进一步放大市场准入，充分发挥统一电力市场交易平台作用，完善市场化价格体系，推动多元主体公平、积极参与，为构建新型电力体系提供有力支撑。

总体上，全国统一电力市场将在全国范围内形成市场范围全覆盖、交易时序全兼容、交易品种灵活、市场主体多元、基本规则一致、交易标准统一的完备电力市场体系。

三、全国统一电力市场体系的重点任务

《指导意见》首次提出适时组建全国电力交易中心。电力交易中心在构建统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系中具有重要作用。要形成公平公正、有效竞争的市场格局，需要依托电力交易中心的独立属性，通过功能完善、安全可靠的统一交易平台，汇集市场各方的交易意愿，为市场各方提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务。为此，《指导意见》对此提出两个方面的具体要求：一是在交易中心治理方面，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措施，作为组建全国电力交易中心的经验支撑，并在组建全国电力交易中心后，引入多种市场主体和战略投资者，形成多方合力的治理体系，共同支撑电力市场合规运营；二是在交易平台建设方面，要求制定统一的交易技术标准和数据接口标准，推动各交易中心有效衔接的基础上，建立有利于全国电力交易中心组建的软硬件环境。

《指导意见》重点强调各层次电力市场的协同运行和融合发展。省/区域电力市场主要作用为实现地区范围内的电力资源配置和平衡，而无法充分解决能源供给过剩、需求高涨、系统调节能力不足等问题。《指导意见》提出了建立国家电力市场的要求，并明确了省/区域市场与国家市场融合发展的方式—省市场可直接与国家市场融合发展，或多省联合形成区域市场后再与国家市场融合发展。在做好各省级电力市场规范统一运营的基础之上，通过建立多元市场主体参与跨省跨区交易的市场机制，以统一基本规则和技术标准为依托，实现对于跨省跨区输电通道的充分利用；进一步贯彻国家区域重大战略，建设区域电力市场，推动各电力交易中心协同运行；同步开展跨省跨区电能量交易和调频、备用等辅助服务交易，以达到统筹全网资源调节余缺、稳定电力系统运行的积极效果，实现省/区域电力市场与全国统一电力市场的有序衔接。

《指导意见》明确要求激励清洁能源参与市场化交易。在计划电量方面，《指导意见》提出按照先增量、后存量的原则逐步将跨省跨区优先发电计划从量价固定的购售电协议，转化为由市场机制决定量价的政府授权合同，释放市场交易空间；在中长期交易方面，要求签订长周期的中长期合同，以引导清洁能源投资和规划，并完善建立中长期合同的灵活调整机制，通过短周期、高频次交易，适应清洁能源发电特性；在现货交易方面，鼓励以报量报价方式参与现货交易，并首次明确了未中标的电量不纳入弃风弃光电量考核，扫清了清洁能源参与市场化交易的量价管理矛盾；在环境价值方面，要求开展绿色电力交易，引导精准化匹配绿色电力消费意愿，并开辟了优先组织、优先执行和优先结算的渠道；在主体构成方面，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体同周边用户开展直接交易，逐步健全分布式发电市场化交易机制，增强就近消纳能力。

《指导意见》积极推动电力价格体系建立完善。在我国能源结构转型、构建新型电力系统的关键阶段，以市场化方式定价是电力价格体系建立的必经之路。《指导意见》中明确要求确保居民、农业、公益性事业等用电价格的相对稳定，因此在燃煤发电上网电价全部放开、工商业用户全部进入市场的大趋势下，必须全面分析清洁能源大规模发展带来的电力系统运行成本上升问题，通过科学设计统一电力市场交易模式，合理测定能量成本、辅助服务成本与容量成本，为拉大峰谷差、引导用户削峰填谷提供数据基础，构建市场化电力价格形成及成本疏导机制，确保合理电价水平，以有效平衡电力供需。同时，为了有序衔接各层次电力市场，《指导意见》要求厘清跨省跨区与省内市场的经济责任边界，进一步加强输配电成本管理，优化输配电价结构，妥善处理政策性交叉补贴，以打通电力资源在各层次电力市场中的优化配置渠道。

《指导意见》重申信息披露、市场监管、应急保供等多项配套机制。在信息共享和披露方面，《指导意见》重申了落实信息披露制度的要求，并提出建设统一信息披露平台的愿景，从全局层面确保信息安全、统一披露口径。在市场监管方面，《指导意见》提出在逐渐完善电力市场信用评价体系的基础上，将构建以信用为基础的新型监管机制，并进一步强化对电力交易机构、调度机构和电网企业自然垄断性业务的监管，确保市场公开、公平、公正的交易环境。在应急保供方面，《指导意见》提出加快应急备用和调峰电源能力的建设，以支撑能源结构清洁低碳转型，同步建立健全成本回收机制，通过建立容量补偿、容量市场、稀缺电价等机制，或通过辅助服务市场，实现对调节资源的合理成本补偿，以确保电力供应安全。（陈启鑫）