一、我国电力市场建设面临新形势新要求

当前世界局势正在发生深刻变革，能源电力高质量发展面临严峻挑战。２０２１年以来，世界范围的能源短缺问题愈发严峻，煤炭、石油、天然气等化石能源价格异常高涨，终端产品价格疏导不畅，产业链供需矛盾十分突出。电力市场建设越来越多的受到国内外、上下游市场以及极端气候的影响，面临着新的形势和要求。

一是市场在资源配置中的作用需要进一步发挥。近年来，随着发用电计划逐步放开，电力市场交易规模快速增长，据统计，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５倍。２０２１年１０月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，随着政策的逐步落实到位，市场交易用户将大幅增长，市场交易规模将迅速扩大，电力市场在资源配置中的主导性和决定性作用会进一步体现。同时，我国电力市场主体有待培育，市场体系和机制建设正在推进，评估监管体系有待完善，市场主体的风险防控意识不足，电力市场从业人员的专业技能有待提高，社会大众对电力商品的各种价值属性缺乏认识，还需要进行有效的宣传和引导。

二是新能源参与电力市场需要进一步推动。“双碳”目标的背景下，我国电力生产结构发生变化，新能源成为装机和电量的重要组成部分，常规电源逐步转向调节与支撑，新型负荷快速发展，广泛参与系统调节。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）年度快报数据，截止２０２１年１２月底，全国风光等新能源装机容量为６．３５亿千瓦，占比２７％，目前新能源参与市场的比例不高，约占全国新能源发电量的２０％左右，以省间交易为主。２０３０年我国风电、太阳能总装机要达到１２亿千瓦以上，新能源大规模参与电力市场将成为必然趋势。目前，我国新能源参与市场的相关注册和机制尚未建立，现有市场机制还不能适应新能源的物理特性，需要尽快研究适应新能源参与市场竞争的相应政策和市场机制，为新能源参与市场创造必要的条件。

三是统一电力市场体系需要进一步完善。我国已初步形成中长期为主、现货市场为补充的电力市场体系，覆盖省间省内，交易品种齐全。随着“放开两头，管住中间”有关政策的落实，我国输配电价的体制机制逐步完善。２０２１年，全国省间输电能力已经达到２．３亿千瓦，省间交易电量达到７０２７亿千瓦时，为统一电力市场体系建设奠定了良好的基础。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。绿色电力交易迈出了新的步伐，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体系初见雏形。同时电力市场体系建设还存在着一些问题，绿色能源环保低碳属性的市场价值未充分体现，电力市场和绿证交易及碳市场、中长期市场和现货市场、省间市场和省内市场的衔接有待加强，辅助服务成本有待疏导，绿证交易和绿电交易规模还很小，各地区电力市场之间规则差异性较大，需要通过完善政策和市场机制加以解决。

四是电力商品多元价值需要进一步体现。电价是电力市场的关键因素，随着我国电价政策的不断完善，特别是１４３９号文印发以后，逐步建立起“能跌能涨”“随行就市”的市场化定价机制，不断发挥市场在电力资源配置中的作用，有效提高产能和用能的效率。电力要满足安全、经济、环保、效率、民生保障等多重需求，电力商品价值趋向多元化，需要建立相适应的更加科学的电价机制和水平。目前，新能源的绿色价值，燃煤发电的容量价值，灵活资源的调节价值尚未得到合理的体现，在我国能源转型的过程中，需要通过完善电价机制以合理疏导改革发展的成本。

二、加快建设与“双碳”目标同步、与新型电力系统相适应的电力市场

２０２２年２月，国家发改委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，对电力市场建设提出了更加明确的目标要求。电力行业要准确把握新形势下电力市场的变化，进一步完善体制机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用。电力市场建设必须遵循电力系统运行规律和市场经济规律，在还原电力商品属性的同时，满足电网运行的连续性和有序性的要求。

一是构建多层次协同、基础功能健全的全国统一电力市场体系。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，进一步发挥大电网的互济能力，实现集中式新能源大范围优化配置，同时依托微电网灵活调节能力实现分布式新能源就地消纳，提升整个电网的资源配置能力。进一步规范统一的市场基本交易规则，减少政策的不确定性，降低市场主体制度性交易成本，打破省间壁垒，提高大范围资源配置效率。进一步加快电力市场标准化建设进程，建立完善的标准体系框架，统一电力市场相关的名词概念、数据口径和技术标准，保障全国统一电力市场建设规范有序推进。

二是健全新能源参与市场的机制。提升电力市场对高比例新能源的适应性。完善适应高比例新能源的市场机制，要充分考虑新能源预测困难、波动性大、单体规模小、比较分散的物理特性。将目前的保障性收购政策转换为政府授权合同的形式，由政府授权电网企业或保底购电企业与新能源发电企业签订长期政府采购合同，固定收购价格或者明确价格调整机制，保障新能源企业的经营收益。推动构建适应新型电力系统的电力市场交易机制，进一步缩短交易周期，提高交易频率，中长期市场不间断开市，缩短实时市场出清时间间隔，多周期动态优化，以适应新能源出力预测准确性低的特性，增加新能源调整曲线的机会。

三是推动完善煤电价格补偿机制。在现行的电价机制下，煤电企业主要靠获取电量收入。随着新能源发电占比提高，煤电功能逐步由“基础保障电源”转变为“基荷与调峰并重”，发电小时数将会显著下降，机组长时间处于待命状态，电量收入明显减少，长期来看无法覆盖机组成本。应进一步统筹支持现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，逐步完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力，完善支持灵活性煤电机组的价格补偿机制，提高企业投资运营煤电机组、发挥煤电机组调节能力的积极性。

四是建立和完善辅助服务市场和价格传导机制。为适应大规模新能源并网和消纳，电力系统通常需要考虑增加相应的备用电源容量投资、灵活性电源的投资、接网和配网投资，电力系统运行成本将会提高。应建立公平合理的辅助服务市场，按照“谁受益、谁承担”的市场化原则，合理分摊新能源发电产生的整体系统性成本，调动灵活资源参与调峰调频等辅助服务。

五是合理定价新能源绿色价值，处理好绿电交易、绿证交易和碳交易三个工具之间的关系。绿证市场、绿电市场、碳市场之间是相辅相成的关系，电力用户为了满足绿色消纳责任，既可以选择在绿色电力市场购买绿电，也可以在绿证市场购买绿证，还可以在碳市场购买碳配额。三个产品的目的都是为了反映电能量的绿色价值，长期来看，三个产品反映的电能量绿色属性价值应该是趋同的。未来应深入研究几类市场相互影响关系，进一步明确绿色电力市场、绿证市场和碳市场的功能定位，理顺三者之间的关系，构建目标一致、互相协同的绿色交易体系。

三、发挥行业协会优势，凝聚行业力量深入推进电力市场建设

当前电力市场建设到了新的阶段，电力体制改革到了关键时刻，中电联落实党中央要求，积极参与电力体制改革各项工作，并于２０２１年１２月成立了电力市场分会，凝聚行业力量，积极服务电力改革，服务电力行业企业健康发展。

一是打造沟通协作平台，凝聚行业共识。当前市场改革路径还在探索，市场机制还在研究，各类观点激烈碰撞，形成了“百家争鸣，百花齐放”的态势，需要进一步沟通交流，凝聚行业共识。不断加强行业智库建设，建立高效的企业、专家沟通机制，集思广益，破解电力市场建设焦点难点问题。