近日，国家能源局发布了有关加快建设全国统一电力市场相关文件的征求意见稿。这或许意味着全国统一电力市场建设将会提速。

从征求意见稿来看，提出了强化全国统一电力市场基础制度，健全多层次统一电力市场体系，维护公平开放、竞争有序的电力市场秩序，构建适应新能源高比例发展的市场机制，提升电力市场科学监管能力，加强组织落实等内容。

构建多层次统一电力市场体系是未来新型电力系统安全、经济运行的机制保障。着力建设多层次电力市场体系，进一步深化电价机制改革。

一、我国对各层级电力市场构建均开展的探索

建设进程｜2017年

2017年，我国启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点，这是由省级市场向全国统一电力市场体系迈进的起点。

建设进程｜2021年

北京电力交易中心于2021年印发了跨区跨省电力中长期交易实施细则，同年《省间电力现货交易规则（试行）》印发，实现了中长期与现货的全覆盖。2021年12月召开2022年全国能源工作会议提出，坚定不移深化体制机制改革，加快建设全国统一电力市场体系。

建设进程｜2022年

2022年1月18日，发改体改【2022】118号印发，明确了建设全国统一电力市场体系的总体要求、工作原则、总体目标和基本任务。至此，建设全国统一电力市场体系的大幕正式开启。

建设进程｜2023年

国家能源局2023年一季度新闻发布会上介绍，下一步，国家能源局将加强区域电力市场设置方案研究，明确区域电力市场组织架构，研究建立区域电力市场建设方案工作规范指引及跟踪推进机制。还将深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设。

下一步计划

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。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。

二、关于“多层次”的认识

今年年初，国家发改委、国家能源局正式印发了《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《指导意见》），明确提出要健全多层次统一电力市场体系。笔者就多层次统一电力市场体系谈谈个人的一些基本思考。

“多层次”体现的是“多层次统一市场”的运营架构，其设计的出发点应该源于我国国情、网情基础的实际需求导向。我国的调度模式是分级调度，国、分调中心调度相对应调度管辖范围的国、分调机组，协调安排跨区跨省间联络线交换功率；省调则是需要调度省调管辖范围的电力资源，保证电力实时平衡。这一基础定位和平衡责任的差别，决定了我国电力市场的分层次差异性，具体来看：

全国性的省间电力市场更多的是对应于省间电力交换需求，目标是经济、绿色，经济性体现在通过更大范围的市场，尽量以较低价的电力满足购买需求，绿色属性体现在通过在更大范围的市场中，依托不同地域的电力互补特性和市场价格机制，提升新能源消纳水平。从全国市场的目标定位来看，与欧洲统一电力市场有较多相近之处，欧洲统一电力市场也是希望能通过更大的市场范围，来提升电力的经济性（包括更低的价格水平和更低的备用、调频等辅助服务预留成本），促进新能源消纳。

省级电力市场更多地聚焦于更为经济地保障省级控制区电力平衡的问题，目标是经济、安全，也就是在保障电力系统运行安全的基础上，尽量调用价格较低的电力资源满足负荷需求（当然，负荷需求也可以在电能市场中基于价格响应自动削减）。这一基本目标和实际需求，决定了我国的省级电力市场，特别是现货市场中，需要充分考虑电网安全约束，在这方面与美国电力市场有相近之处，更为经济地优化安排机组启停、出力，满足负荷需求，并确定市场价格，市场出清结果满足静态稳定所对应的安全校核要求。

综合来看，省间、省级市场的不同定位，对应于调度平衡与运行方式，实质上是全国市场优化安排省间功率交换，省级市场优化机组启停、出力的分层协作过程，因为有了省间市场后，跨省的电力交换需求在省间市场中承载，考虑到省级现货市场要做省级控制区内安全、经济一体化的优化，作为省级市场优化出清的重要边界条件，基于省间市场交易结果确定的省间联络线交换功率需要在省级市场出清前置入，因此从耦合关系来看，省间、省级电力市场存在一定的层级特征。

三、关于“统一”的认识

前文所述的“多层次”更多的是体现考虑调度运行等固有特征而展现出的电力市场外部特性。整个市场的良好运行，其实更难的是要体现“统一”。对于“统一”，笔者认为包括以下几个维度：

省间市场和省内市场的统一

省间市场和省内市场存在一定的层级特征，这不代表这两个市场间只体现为层次关系，考虑层级协作并且能良好运行的市场，市场间的内在关联性应该是通过市场成员在不同市场间参与方式、收益方式的关联性来体现，通过市场成员的竞价决策来实现不同市场价格水平的有效衔接。从这个角度来看，省间市场和省内市场的统一体现在三个方面：一是市场主体的统一管理，对于不同调度层级所属的市场主体参与省间市场和省内市场申报，应该有统一管理，这里面重点是要解决省内的负荷侧主体是通过代理方式参与省间市场还是独立参与省间市场的问题；二是出清结果执行的统一明确，省级市场的市场主体，比如发电主体，既参与省间市场竞争，也参与省级市场竞争，对于出清结果的执行有效性问题，由于省内现货市场要做集中优化出清的机组组合，从市场成员出清结果执行有效性来看，省间市场中市场成员中标结果可以看作在省内现货市场之外，该成员在省间市场购买的一份合约（可以是中长期、日前、日内等不同时间尺度购买），市场成员实际启停安排应该以省内日前市场（可靠性机组组合）为基准，实际出力安排应该以省内实时市场为基准；三是结算方式的统一明确，考虑到省间备用共享市场的运行、调用与考核，实际依据的均是省间交换功率，参与主体应该是省级的代理，考虑到结算与计量效率，初期大部分用户应该也是通过代理方式参与省间市场，省间市场以市场出清结果和省间实际交换功率为基准，采用代理结算，省内市场以省内市场出清结果、实际计量结果，结合省间市场交易结果，与省内市场主体进行结算。

省间市场不同商品品种的配置与统一协作

从省间市场定位来看，应该主要依托省间功率交换能力提供的商品品种配置，比如电能量、省间共享备用等，输电权和容量商品是否适合在省间市场配置有待进一步探讨，这需要结合市场品种设计的出发点来综合考虑，比如容量市场是以供应可靠性出发，解决长期容量充裕性问题，还是解决高成本机组收益补偿问题，需要明确目标才可能指导后续设计。省间电能量市场，从时间尺度上，也涉及中长期、日前、实时不同时间尺度的电力市场统一，笔者认为，这个统一的落脚点应该是省间输电通道的可用传输能力，中长期、日前、实时不同时间尺度的电力市场本质应该是在不同时间尺度上，优化安排省间买、卖中标安排，层层递进，逐步优化利用省间通道的可用传输能力，因此，这涉及到对于省间通道可用传输能力的统一管理和动态更新。省间共享备用市场，不同于省内的备用市场，因为其实质是利用省间联络线功率交换调整来提供备用能力，参与的主体更多应该是省级电力公司代理，备用能力也需要占用省间通道的可用传输能力，需要纳入可用传输能力的统一管理和动态更新。

省内市场不同商品品种的配置与统一协作

从省内市场的定位来看，是更为经济高效地完成省级电力平衡与运行安排，因此配置电能量商品和备用调频等辅助服务商品，显然不可或缺，除此之外，为了保障高比例新能源为特征的新型电力系统运行的容量充裕性和系统运行可靠性，笔者认为容量市场机制是非常必要的，当然考虑到实施的复杂性，在过渡期，可以通过容量补偿机制实现部分激励效果。最后，考虑到多个试点省现货市场规则中发电侧采用节点电价定价，随着市场化用户参与的逐步放开，电力用户与发电企业签订中长期合约，以规避现货价格波动风险，中长期合约交割的价格参考点如果与现货结算不一致，比如发电主体与用户主体以全网平均的负荷价格作为合约交割价，签订中长期双边合约，如果存在输电阻塞，就会面临阻塞带来的收益损失风险，这个风险通过签订的中长期合约无法有效规避，从市场健康运营的角度，金融输电权商品配置就非常必要。当然，考虑到实施的复杂性，在过渡期，可以采用申报参与阻塞收益分配，阻塞收益自动计算方式。

最后

加快构建多层次统一电力市场体系。一是加强中长期、现货、辅助服务交易的统筹衔接，进一步完善跨省跨区市场化交易机制。持续深化电力中长期交易，缩短周期，提高频次，发挥中长期交易的风险规避作用。二是稳妥有序推进电力现货市场建设，建立适应新能源特性的现货市场机制，通过价格信号促进新能源消纳。三是组织开展辅助服务费用形成和疏导机制研究，按照“谁受益、谁承担”原则，推动享受电力辅助服务的用户侧主体根据合理标准和规则共同分摊辅助服务费用。同时，会同国家价格主管部门在各项政策中均明确用户电价中包括辅助服务费用，推动各地用户电费单中对辅助服务费用单独列支。

下一步，国家能源局将联合相关部门进一步深化电价机制改革，着力建设多层次电力市场体系，通过有效电价信号，引导电力资源优化配置，推动相关方公平承担能源电力清洁低碳转型和绿色发展责任。

文章来源： ​中国电力企业管理，国家能源局，新疆新聚能