我国加快构建新发展格局，建设全国统一大市场，要求公司推动构建多层次统一电力市场体系，促进能源电力资源和相关要素市场化配置，助力畅通国内大循环，服务经济社会高质量发展。新发展格局下全国统一大市场需要加快建设。党的二十大报告明确要求构建全国统一大市场。中央经济工作会议强调，加快全国统一大市场建设，着力破除各种形式的地方保护和市场分割。近日国务院常务会议研究落实建设全国统一大市场部署总体工作方案和近期举措。深化电力体制改革要求加快构建适应新型电力系统的市场机制。中办国办印发《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。要求公司推动优化完善电力市场机制，更好发挥大电网覆盖范围广、资源配置多样、交易机制灵活、安全稳定有保障等优势。统一的要素和资源市场建设要求推动电力市场与其他市场融合发展。《加快建设全国统一大市场的意见》提出,从土地和劳动力、资本、技术和数据、能源、生态环境五个方面入手打造统一的要素和资源市场。《关于全面推进美丽中国建设的意见》指出，要健全资源环境要素市场化配置体系，把碳排放权、用能权、用水权、排污权等纳入要素市场化配置改革总盘子。
一、多层次统一电力市场体系理论、模式及演化路径研究
结合全国统一电力市场面临的形势与挑战，重点研究跨省区大范围交易、新能源全面入市、新型主体参与市场等关键问题。
一是破解电力市场省间壁垒须优化省间交易组织和输电通道利用，逐步推动省间省内市场向统一市场融合。分步有序推动省间省内市场向统一市场融合。首先，推动省间中长期短周期连续交易和多通道集中竞价模式，强化与省间现货衔接。其次，建立“以现货价格为基准上下浮动”的中长期价格机制，优化完善中长期分时段交易，强化省内中长期与省内现货衔接。再次，推动省间、省内中长期电力市场标准化建设，加强在交易时段划分、组织方式、限价机制等方面的衔接。最后，推动省间省内现货市场由“两级申报、协调出清”向“统一申报、联合出清”转变，引导实现省间省内现货市场融合。多措并举破解省间交易组织难题。强化、规范长期送电协议，明确电量、电价和曲线等关键要素，推动长期送电协议逐步向政府授权合约转化。同时，进一步优化省间市场运作机制，提升交易组织的灵活性和出清效率。
二是建立“市场交易+配套机制”“价补分离”的新能源电价机制，分类、逐步推动各类新能源参与市场交易。区分增量与存量项目，分类推进参与市场。对于存量项目，通过政府授权合约等配套机制实现全电量入市。对于增量（新建）项目，尽快明确市场化预期，设计时间节点不再设定保障利用小时数，在政府授权合约等配套机制下推动全部进入市场。以政府授权合约保障新能源合理收益。由政府设定新能源市场化电量的政府授权合约，在“激励相容”的前提下保障合理收益。
三是健全支撑新型主体发展的市场机制，推动分布式光伏、储能、虚拟电厂等新型主体参与电力市场。根据新型电力系统运行需要和各类新型主体特点，将新型主体定义为三类资源：单一新型主体、聚合主体、一体化项目主体，设计参与市场机制。对于单一新型主体，在满足容量阈值、电压等级、计量、调控等准入条件可独立参与电力市场，不满足准入要求的采用聚合入市，建立适应新型主体双向调节的交易机制。对于聚合主体，根据系统调节需要建立聚合主体统一市场准入机制，细化聚合主体分类，建立适应新型主体调节的市场交易机制和调度执行模式。通过节点电价反映新型主体电能量的时空价值属性，引导其对外参与系统调节。对于聚合主体内部，可通过局部微市场引导各类资源灵活调节。对于一体化项目主体，加强规范建设，单点接入大电网。作为整体参与电力市场，现阶段主要参与中长期、现货、绿电市场，公平承担社会责任和系统责任。将一体化项目输配电价从现行的两部制转化为等效的单一容量执行方式，更好地体现大电网容量价值。
二、电力市场与碳排放权交易、用能权交易、绿证交易等市场融合发展研究
碳市场不再管控电力间接碳排放，电-碳-证市场功能界面更加清晰，但仍有以下问题需要重点关注：一是绿电绿证消费激励减弱。绿电绿证与碳市场解耦，碳市场对用户侧优化用电结构的激励下降，影响绿电绿证购买意愿，绿电绿证应用场景减少，难以发挥政策作用。二是促进用能企业电能替代，但节能节电激励削弱。用能企业通过以电替代煤、油、气等化石能源方式减少直接排放，出售剩余碳配额获得额外收益，但也会产生对节约用电、提高能效的技术创新激励不足问题。三是向发电行业碳转移成本增加。重点控排行业电能替代推动电力需求增长，碳排放责任也随之向火电行业转移，如果火电碳配额管控过紧，可能因碳排放增加成为配额购买方，在承担碳排放转移责任同时也要付出更多成本。四是电-碳价格传导不畅问题更加突出。随着碳配额收紧和有偿分配方式引入，火电企业碳成本上升，难以有效向电价传导，影响碳市场促进消费侧减碳作用发挥。
三、适应新型电力系统建设的碳排放统计核算关键问题研究
面向国内碳双控及国际碳壁垒，研究提出我国电-碳-证核算与认证体系完善建议。
一是推动基于市场碳核算方法的应用，溯源市县级可再生能源消费量，支撑碳双控制度下地方碳指标分解及考核。碳双控制度将于“十五五”期间实施，地方碳指标除了考虑能源直接碳排放，还须考虑可再生能源净调入电量零排放。目前最紧迫的问题是难以统计溯源市县级、重点排放企业等可再生能源消费量，制约碳排放指标向地方分解。课题构建了基于市场交易的可再生能源消费计算模型，从用户侧考虑，针对市场化直接交易用户，按照交易合同逐个交易主体测算；针对电网统购及电网代理购电用户，按照电量占比设置计划分配系数测算。
二是应以绿电交易将作为企业应对国际贸易壁垒、提升产品绿色竞争力的主要手段。加快完善绿电交易机制，引导绿电交易周期向长周期拓展。借鉴国外长期购电协议（PPA）的设计思路，建立风电、光伏项目开展长周期绿电交易机制，形成适应我国的长周期绿电交易协议签订模板，与国际PPA交易机制互认。前瞻性研究小时级匹配绿电交易，推动绿色电力中长期交易向精细化开展，推广绿电分时段签约。因地制宜、规范开展“绿电直连”项目。在现有政策体系下进一步细化其项目设立原则，明确其参与市场所需要具备的基本要求，如电源及负荷类型、并网要求、调节能力、入市方式等，保障“绿电直连”项目有序规范开展。
四、发挥供应链链主作用运用超大规模采购优势激发市场活力策略研究
以供应链物资采购为产业链循环的带动抓手，从标准和评价两方面发力激发市场活力。在产业链方面，公司作为新型电力系统产业链链长，有必要从科技创新、产业控制、安全支撑等主体作用的层面，以及投资带动、品牌带动、需求带动、知识扩散等融通带动的层面，按照公司在不同支链中的定位，尤其是电工装备供应链等作为链主、链核的重要抓手型领域，针对性形成链长作用发挥的策略路径。在供应链方面，公司作为绿色现代数智供应链链主，有必要依托超大规模采购优势，以标准引领和采购评价为抓手，将物资强网理念贯穿到采购也业务九大环节，同时针对链主企业和链上企业，从市场活力和全链竞争力的角度构建评价方法论。从统筹控制力、风险管控力、运营执行力、ESG引导力等方面，衡量链主作为水平，提升链主引领质效。
五、促进公平承担能源转型成本的新型电力系统电价机制深化研究
推动建立真实反映不同时间、空间、属性的多维度的电力稀缺价值价格体系，提升价格信号有效性。伴随新兴主体涌现和电力行业转型，需要价格信号更好地反映电力稀缺价值以引导资源优化配置，促进电力科技创新，为新产业新模式发展提供价格空间。电力稀缺价值内涵丰富，体现在电能供应和需求、电力输送和平衡、系统安全、绿色环保等多个方面。现阶段，受市场框架初步建立、主体不成熟、机制不完善等因素影响，我国尚不具备价格信号全面反映稀缺价值的基础条件，宜选择具备推进条件、影响范围较大的方面率先突破，以点带面推进电力稀缺价值定价。优化限价机制以形成价格合理波动空间和优化负荷侧价格机制以调动负荷资源是突破口。
六、相关建议
一是研究出台全国统一电力市场分步实施的具体方案。在国家层面研究建立国网和南网经营区间的协同交易机制，出台相关政策文件，明确通过交易机构协同开展跨电网经营区中长期交易，有序推动南网区域市场主体参与省间电力现货市场。加强对各省市场建设指导，出台相关工作指导意见，引导各省做好省内中长期、省内现货一体化设计，加强与省间中长期、省间现货的衔接、逐步实现向统一市场融合。
二是研究出台推动新能源入市的顶层设计相关政策，统筹含集中式、分布式在内的各类新能源参与市场。建立分类、有序推动新能源参与市场的时间表和路线图，逐步提升集中式新能源市场化电量占比，放开分布式新能源参与市场，做好计划与市场衔接，建立政府授权合约等保障新能源健康可持续发展的相关配套机制。
三是加强一体化项目建设管理，建立一体化项目参与市场机制。规范一体化项目建设，加强接网运行管理，夯实电力系统安全基础。明确一体化项目市场主体地位，推动公平参与中长期、现货、绿电市场，公平承担社会责任和系统责任。理顺输配电价结构，探索引入单一容量电价机制，更好体现大电网容量价值。
