国家发展改革委和国家能源局近日下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(下称《指导意见》)。

《指导意见》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。

这是继2015年新一轮电力体制改革以来，中央专门对电力专项改革任务进行研究部署。

业内人士认为，《指导意见》针对我国当前在推进电力市场改革过程中面临的深层次问题提供了解决方案，将有助于统筹市场机制的有效衔接，充分发挥市场机制在价格形成、价格传导和资源配置上的决定性作用，更好地厘清市场与政府的关系。

有序推进跨省跨区市场间开放合作

目前跨省跨区交易主要由北京和广州电力交易中心统一组织，基本按照国家计划、政府间协议确定电量和电价，由电网企业以统购统销的模式交易，我国跨省跨区送电规模很大，但是跨省跨区送电事实上还未实现与省内市场的衔接，极大限制了电力交易体制改革的推进。

《指导意见》提出，在落实电网安全保供支撑电源电量的基础上，按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划，推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。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等。

中国国际工程咨询有限公司高级工程师张建红对上海证券报记者表示，将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同，为后续的市场化交易奠定了基础。

“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，可以使跨省跨区与省内市场保持相对稳定，防止出现大幅度的供大于求或供不应求局面。加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，能提高跨省跨区富裕通道的利用率，有效减少弃风弃光和窝电现象。”张建红分析称。

完善电力价格形成机制

根据《指导意见》，要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。完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种，鼓励开展较长期限的中长期交易，规范中长期交易组织、合同签订等流程。

有企业人士认为，当前国内第一批、第二批电力现货市场建设已进入快车道，《指导意见》的出台，为现货试点地区的市场建设提供了更可靠的文件依据和更准确的顶层指导，为试点地区扫除了制度障碍，减少了试点地区的试错几率。

《指导意见》明确，改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需。有序推动工商业用户全部进入电力市场，确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。鼓励清洁取暖用户通过参与电力市场降低采暖成本等。

国能经济技术研究院专家柴玮表示，对于市场机制来说，其核心就是价格市场化形成机制和传导机制。对于发电侧，燃煤发电量价的放开，也奠定了其他各类型发电电源上网电价市场化价格形成的基础。未来在《指导意见》“完善电力价格形成机制”这个统一框架要求下，将加快完善建立电源侧其他发电主体上网电价市场化的价格形成机制。

提升电力市场对高比例新能源的适应性

《指导意见》提到，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。这较之前“以新能源为主体的新型电力系统”有了新变化。

同时，《指导意见》要求，严格落实支持新能源发展的法律法规和政策措施，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。

“只有有稳定的现金流预期，才能吸引社会资本投入新能源和储能建设。同时，开展绿色电力交易，能发挥市场对绿色电力的价值发现作用，促进绿色电力的有效消纳，有利于电网的稳定运行。用户直接购买绿色电力，能减少对电网的冲击。”张建红表示。

（文章来源：上海证券报）