岁末年初，山西、广东等地电力现货市场转入正式运行，再度引发各界对电力市场建设进展的关注。2024年全国能源工作会议进一步作出部署，发挥改革关键支撑作用，落实关于构建全国统一大市场等有关工作部署，积极推进电力市场化交易，持续推进能源法治建设，深化能源领域体制机制改革，不断提升能源治理能力水平。
（来源：能源评论•首席能源观 文／本刊记者 王伟）
针对“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”的目标，业界如何看待新形势下的电力市场？全国统一电力市场体系建设面临哪些挑战，2024年将如何推进？
市场体系和功能机制待突破
对于电力市场体系，业界普遍的认知是，传统电力市场体系是适合于化石能源为主的电力系统，市场交易机制主要面向火电设计，在新能源占比不断增长、能源结构逐渐脱碳的背景下，需要建立健全符合新能源物理、经济、环境等多方面特点的新型电力市场交易机制。基于这样的创新思路，未来的电力市场将极具柔性、灵活性、开放性，能够兼容电源侧、需求侧的多元，实现最大化的资源优化配置。
电力现货市场建设、新能源进入市场交易等话题受到广泛关注，市场机制创新被视作重要突破口。
清华大学教授夏清表示，鉴于新能源的波动性具有时空交叉性，要建立全国统一电力市场体系和全国统一的标准，消除由于技术、标准、交易模式等因素差异性造成的市场壁垒，实现在更大范围优化电力资源配置。
中国电力企业联合会规划发展部副主任韩放认为，电力市场建设将面临一系列挑战，比如，如何促进发挥火电机组保供支撑作用，如何促进新能源消纳和高水平发展，如何处理好计划内和计划外的电力电量，如何合理传导成本、保障电力价格稳定，市场化机制如何优化等。
华北电力大学教授曾鸣认为，新型电力系统更加强调灵活性和开放性，需统筹考虑电力市场内外部资源协同问题，比如，电力市场与碳市场、电力交易与绿证交易如何协同；灵活性调节资源从哪里来，包括火电灵活性改造、储能资源、负荷侧需求响应和虚拟电厂等。
市场人士表示，在建设层面，应更加注重系统性和协同性，比如不同的市场品种需要协同、市场和政策更需要协同。在价格层面，要推动完善新型电力系统成本分摊机制和价格传导机制，准确反映各市场主体提供的容量价值、安全价值和绿色价值，促进公平承担能源转型成本，推动能源电力行业可持续发展。
对于价格机制，韩放的建议是：一要结合全国和区域统一电力市场建设的目标，分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向两部制电价过渡，促进跨省区交易达成，合理分摊远距离输电成本。二要进一步细化明确系统运行成本的价格形成机制、费用分摊机制以及执行方式，引导政策切实有效落地。三要研究电力市场环境下清洁能源价格形成机制，逐步建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，体现电力的绿色环境价值，分阶段推动新能源参与电力市场。
2023：取得五方面积极成效
在1月25日举行的国家能源局新闻发布会上，国家能源局市场监管司副司长刘刚介绍，2023年，全国统一电力市场体系建设取得积极成效。
一是市场化交易电量持续上升。2023年1～12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，市场活力有效激发。从《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来，电力市场化改革不断深入，市场化交易电量占比从2016年的不到17%上升到2023年的超过61%，市场机制已在资源配置中起到了决定性作用。
二是多层次电力市场体系有效运行。电力中长期交易已在全国范围内常态化运行，交易周期覆盖多年到多日，中长期交易电量占市场化电量比重超90%，充分发挥“压舱石”作用，稳定了总体市场规模和交易价格。在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设正式启动，电力现货市场发现价格起到了“晴雨表”作用。跨省跨区中长期市场平稳运行，省间现货市场调剂余缺，对大范围电力资源优化配置和互济保供发挥了积极作用。
三是电力市场规则体系进一步完善。修订《电力市场运营基本规则》，出台《电力现货市场基本规则(试行)》，发布《电力企业信息披露规定》《电力辅助服务市场基本规则》，推进各地电力辅助服务市场规范统一，发挥电力辅助服务在电力系统稳定和绿色低碳转型中的重要作用，未来还将会同发改委推动辅助服务费用由主要在发电侧分担，逐步向用户侧合理疏导。《电力市场信息披露基本规则》正在抓紧制定中。国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，国家能源局印发了《关于明确煤电容量电价适用范围有关事项的暂行通知》，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制。
四是电力市场机制在保供应、促转型方面发挥积极作用。在迎峰度夏、迎峰度冬电力保供关键时期，跨省跨区市场化交易机制对省间电力支援、互济保供发挥了积极作用。新能源逐步进入电力市场，2023年市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。电力辅助服务机制全年挖掘系统调节能力超1.17亿千瓦，年均促进清洁能源增发电量超1200亿千瓦时。
五是加强电力市场秩序监管。一手推市场建设，一手抓市场监管。在部分省（区、市）开展涵盖电力规划建设、生产运行、供应保障等全链条的电力领域综合监管工作，强化监管权威，推进问题整改。根据国务院部署，在全国开展了电力市场化交易不当干预专项整治，着力规范电力市场秩序。
2024：重点从五方面推进
在取得积极成效的同时，我国统一电力市场体系建设过程中还存在一些问题，也面临一些困难和挑战，比如可再生能源快速发展与短期内电力可靠供应如何兼顾，适应高比例可再生能源接入的市场机制该如何完善，电价政策、可再生能源发展政策、绿电绿证等环境价值相关产品交易机制如何衔接协同等。
根据国家发展改革委国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，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。
刘刚表示，2024年，需着力强化全国统一电力市场体系建设，制定发展规划，健全基础规则，推动多层次统一电力市场体系建设，完善辅助服务市场机制，建立绿色电力交易机制，应重点从以下五方面入手推进全国统一电力市场体系建设。
一是统筹推进电力市场建设。继续落实2023年国家能源局《加快建设全国统一电力市场体系重点任务分工方案》，建立《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。
二是完善电力辅助服务市场制度。研究出台《电力辅助服务市场基本规则》，推进各地电力辅助服务市场规范统一，发挥电力辅助服务在电力系统稳定和绿色低碳转型中的重要作用。推动辅助服务费用由主要在发电侧分担，逐步向用户侧合理疏导。
三是进一步推进省级电力市场建设。省级电力市场是多层次统一电力市场体系的重要组成部分，推动各地电力中长期、现货、辅助服务市场融合发展，推动具备条件的省份加快电力现货市场建设。
四是稳妥推进区域电力市场建设。明确功能定位，发挥区域电力市场对省间电力协同互济和促进新能源跨省消纳的积极作用，服务国家重大区域发展战略。开展全国统一电力市场发展规划研究，健全多层次统一电力市场体系。
五是强化电力市场监管。继续选取部分省份开展电力领域综合监管，监督国家电力规划和重大项目有效落地，严肃查处电网公平开放、新能源等电源接入、电力交易调度、供电服务保障、用电营商环境等方面的违法违规问题，维护公平竞争的市场秩序。
