全国电力市场建设将加快有序推进新能源参与市场交易

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》号文(以下简称《意见》)，提出到2025年，初步建立全国统一的电力市场体系，全国市场与省(区、市)/区域市场协同运行，中长期电力、现货和辅助服务市场共同设计、共同运营，资源跨省域市场化配置和绿色电力交易规模显著提升，包括

到2030年，全国统一的电力市场体系将基本建成，以适应新电力体制的要求。全国市场与省(区、市)/区域市场联合运营，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，全国电力资源进一步优化。

适时建立国家电力交易中心。

国家发展改革委相关负责人表示，2030年、2060年二氧化碳排放峰值碳中和战略目标对电力市场建设提出了新要求，迫切需要加快构建全国统一的电力市场体系，加快电力产业转型，推动全国电力资源共享、互助、优化配置， 提高电力系统稳定性和灵活调节能力，以市场化手段低成本实现清洁低碳能源转型和高质量发展。

据介绍，完善多层次统一电力市场体系主要包括以下几个方面：加快全国电力市场建设，完善电力交易平台运行管理和跨省跨区市场交易机制，研究推动适时建立全国电力交易中心，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；指导各级电力市场的协调运行；推进有序的跨省跨区域市场开放合作。

北师大政府管理研究所副所长、产业经济研究中心主任宋对记者表示，国家电力交易中心的建立，有利于促进电力市场主体平等竞争，实现电力资源的统筹配置和共享，保障电力产业链供应链稳定，从而实现全球能源供应形势日益复杂背景下我国电力市场的自控和稳健发展。

国家发改委上述负责人表示，完善电力市场功能主要包括以下四项任务：一是持续推进中长期电力市场建设。进一步完善交易机制和市场交易方式，更好地拉大峰谷价差，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；三是不断完善电力辅助服务市场；四是培养多元化竞争的市场主体。

目前，我国浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃、南方(从广东开始)、孟茜等8个电力现货首批试点地区将于2020年全部完成一个多月的结算试运行，山西、甘肃等地区将于2021年实现长期不间断运行；辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北六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月底前开始试运行。

提高对高比例新能源的适应性

据负责人介绍，本次调整主要包括四个方面。一是提高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，有序推进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能力成本回收机制。鼓励投资建设抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源。同时，探索绿色电力交易。此外，完善分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分布式风电等主体直接与周边用户交易。

“新电力系统的建设，既是对现有电力系统效率提升的革命性变革，也是为实现二氧化碳排放峰值碳中和目标的适应性调整。使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，越早起步越好。”宋说道。

无锡市数字经济研究院执行院长吴琦对记者表示，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推进新能源参与电力市场交易，是适应能源结构转型和新电力体系建设的必然要求。可以吸引社会资本投资新能源项目建设，通过市场化收益促进新能源可持续投资。但同时需要进一步完善调频、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，通过技术手段加强新能源发电的精准量化和预测，促进市场交易稳定。

宋建议，协调各省市电力市场，前期建立与传统能源和新能源相适应的电力保障体系，后期逐步提高新能源比重，促进我国电力系统结构优化，提高新能源对经济社会的比重、效率、碳贡献和贡献率。其中，不断调整中长期电力交易机制至关重要，需要适应时代，根据新能源份额的变化，引入新的运行机制和新的商业模式。