建设全国统一电力市场体系意义何在？
“发展出题目，改革做文章。”自2021年11月24日召开的中央全面深化改革委员会第二十二次会议提出“建设全国统一电力市场体系”“加快建设国家电力市场”以来，能源电力行业主管部门应声而动，加快出台改革落地必备的“说明书”“施工图”。
1月28日，国家发改委印发《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改[2022]118号）（下称《意见》），明确提出我国将分两个阶段建设全国统一电力市场：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。
业内普遍认为，《意见》的印发，意味着全国性电力市场建设按下了“快进键”，标志着我国电力计划机制将全面走向市场化，新一轮电力体制改革也将顺势走向深入。
追本溯源，提出针对性建设“清单”
中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出，“要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。”这些具体的任务目标，此次印发的《意见》均有涉及。
中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟表示，《意见》从统一电力市场体系的层次特征、基础功能、交易机制、规划监管、系统转型等方面提出针对性建设“清单”，“全国统一电力市场体系建设将在‘十四五’期间全面提速。”
据了解，针对“如何处理省、区域、国家三个层级电力市场的关系”这一问题，业内已讨论多年，其中“省内、区域市场分级运行，最终融合为全国统一电力市场”的观点最普遍，也最具代表性。但也有不同观点认为，将电力市场分级会割裂供需，“省为起步、扩围为区、继而统一”的方案更符合市场经济规律。
对此，《意见》明确，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）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，并建立完善的协同运行机制。
广东电力市场从业人士蒋江告诉记者：“新一轮电改配套文件中其实已经明确，区域和省（区、市）电力市场不分级别。《意见》追本溯源，明确各层次市场只有分工差异，并无等级之分。从资源优化配置角度看，三个市场是同等重要的平行关系。至于哪种路径建成国家市场最可行，《意见》给出的方案是交由市场检验。”
冯永晟进一步指出，新一轮电改已推进七年有余，深层次体制机制症结逐渐显现，扩大电力资源配置必然会成为改革发展的内在要求，“这是国际经验，也是普遍规律，《意见》出台恰逢其时。”
破旧立新，逐步打破市场壁垒
在操作层面，建设全国统一电力市场体系的意义是什么？
冯永晟告诉记者，《意见》明确现有市场设计完善的方向是适应并促进新型电力系统建设。“无共识也就难以形成合力，《意见》旨在打破市场建设的诸多壁垒，促进资源优化配置。”
以技术规范为例，一位电力行业专家指出，长期以来，我国以省为实体的电力市场根据自身情况，设计了不同模式的交易体系。“比如当前中长期市场有的带曲线、有的不带；现货市场有的以15分钟为一节点，有的是5分钟；有的省区只开放发电侧，有的则发用电全面开放。在这种情况下，跨省区的市场衔接难度必然增加，从而因地区间的制度差异产生交易壁垒，市场流动性必然受限。如果有了全国统一市场，这些问题可能就会迎刃而解。”
记者还注意到，“十四五”规划明确要求“加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举”。对此，中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏表示，集中式电力消纳环节的一个“硬骨头”，就是破除跨省跨区交易的“双轨”制。
“当前，跨省跨区交易有相当大的比例是依据‘计划电’进行保量保价交易，即无论受端省份电力供需情况如何变化，双方都要依据合同优先消纳外来电。但这种计划体制下‘外来电’的‘贵宾待遇’，很容易造成送受两端市场都出现不平衡。” 吴俊宏说。
冯永晟进一步指出，对于“外来电”产生的“双轨”问题，解决之道就在于要先破除“外来”与“外送”之分，此次《意见》也已明确，“按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划”“鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易”。
同时，“风光”消纳需要在更大范围内优化配置资源。蒋江认为，随着新能源大规模并网，仅依靠省内灵活性资源难以平抑“风光”给电力系统带来的巨大挑战。“若灵活性资源在区域市场乃至全国市场进行互补互济，对消纳‘风光’将大有裨益。”
分布式消纳方面，《意见》表明，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，增强就近消纳新能源和安全运行能力。
凝聚共识，为电改带来新期待
建设全国统一电力市场并非易事，需要克服电力系统形成的路径依赖，需要在本质上变革调度模式，更需要“刮骨疗毒”式的改革勇气、详尽成熟的政策指导以及与时俱进的管理模式。
蒋江认为，当务之急是理顺电力交易现货市场、中长期市场、辅助服务市场的关系，这也是2022年全国能源工作的重点任务之一。“当前我国中长期市场价格与现货价格常有较大偏离，甚至部分地区和时段形成割裂，抑制了真实价格信号发挥作用。2021年的种种情况就说明，市场主体未能基于中远期市场供需基本面形成价格预测，导致中长期价格信号失真，并给市场正常运转造成实质性影响。”
针对上述难点痛点，《意见》进行了一一回应：制定市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等基本交易规则，以及统一的交易技术标准和数据接口标准；明确了电力现货市场、中长期市场和辅助服务市场职责功能；明确提出加强和完善电力监管体制等。
此外，《意见》首次提出注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用；推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴；首次提出完善电力应急保供制度、首次提出“报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”、首次提出因地制宜建立发电容量成本回收机制、首次提出通过现货市场实现调峰服务等。业内认为，这些“首次”都将从操作层面推动电力计划机制走向市场化。
在冯永晟看来，虽然《意见》缝补了诸多政策“缝隙”，但电力体制改革仍是一个长期而艰巨的过程，《意见》所能带来的改革成效仍将取决于各项具体方案的制定和落实。“但可以肯定的是，《意见》不断凝聚各方对市场模式与改革路径的共识，将为下一步电改带来更多新期待。”
（记者 赵紫原）