1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《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。

适时组建全国电力交易中心

国家发展改革委有关负责人表示，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。

据介绍，健全多层次统一电力市场体系主要包括以下几个方面：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；稳步推进省（区、市）/区域电力市场建设；引导各层次电力市场协同运行；有序推进跨省跨区市场间开放合作。

北京师范大学政府管理研究院副院长、产业经济研究中心主任宋向清对《证券日报》记者表示，组建全国电力交易中心有利于推进电力市场主体平等竞争，实现电力资源的统筹调配和共享互济，确保电力产业链供应链的稳定性，从而在全球能源供给形势日趋复杂的背景下实现我国电力市场的自主自控和稳健发展。

前述国家发展改革委有关负责人表示，完善电力市场功能，主要包括以下四方面任务：一是持续推动电力中长期市场建设。进一步完善交易机制和市场交易方式，更好拉大峰谷价差，引导用户削峰填谷；二是积极稳妥推进电力现货市场建设。组织实施好电力现货市场试点建设，推动各类主体共同参与现货市场；三是持续完善电力辅助服务市场；四是培育多元竞争的市场主体。

目前，我国浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃、南方（以广东起步）、蒙西等8个第一批电力现货试点地区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个第二批电力现货试点地区正在编制市场建设方案，预计2022年6月底前启动试运行。

提升对高比例新能源适应性

“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做出调整。”前述国家发展改革委有关负责人表示。

该负责人介绍，这一调整主要包括四方面，首先，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。其次，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。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。同时，探索开展绿色电力交易。此外，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。

“新型电力系统的构建既是为提高现有电力系统效能而进行的革命性变革，也是为适应碳达峰碳中和目标而采取的适应性调整。电力市场适应产业转型和优化升级是全球电力系统发展的大方向，越早着手越好。” 宋向清说道。

无锡数字经济研究院执行院长吴琦对《证券日报》记者表示，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，是适应能源结构转型和新型电力系统构建的必然要求。可通过市场化收益吸引社会资本投资建设新能源项目，促进新能源可持续投资。但同时也要进一步完善调频、备用等辅助服务资源的定价机制和新能源参与电力市场交易的策略，通过技术手段强化对新能源发电的精准量化和预测，促进市场交易稳定。

宋向清建议，可统筹各省市电力市场，前期建立传统能源与新能源兼容的电力保障系统，后期逐步提高新能源比重，促进我国电力系统结构优化，提高新能源占比、效能、碳贡献度和对经济社会的贡献率。其中，不断调整中长期电力交易机制非常关键，要因时制宜，根据新能源占比变化适时推出新运行机制、新商业模式。

证券日报记者 包兴安

见习记者 杨 洁

责编：秦雅楠