中央财经委员会第六次会议强调，纵深推进全国统一大市场建设。《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》指出，全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。为进一步指导各地电力现货市场建设运行，加快构建电力市场新发展格局，近日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》（以下简称《指引》），从优化完善现货和中长期市场交易机制、辅助服务市场体系、可靠容量补偿机制以及零售市场等方面提出具体要求。
一、统筹新能源入市与模式创新，优化现货市场交易机制
近年来，我国新能源市场化交易电量不断提升，2024年已达到52.3%。《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》进一步提出，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。新能源全面参与电力市场是大势所趋，有利于全国统一大市场建设，但新能源本身具有的波动性、间歇性特点，也给电力市场交易规则制定、系统安全稳定运行带来挑战。
为更好支撑新能源全量入市，《指引》强调，支持各地探索完善新能源全面入市下的现货市场机制。从有效反映价格信号和发挥信号作用角度来看，要优化现货市场出清机制，形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号，对于开展日前交易的地区，以发用电两侧经营主体自主申报的量价信息出清和结算，强调通过日前价格信号激励用户合理安排生产计划、参与系统调节，发挥日前市场价格信号引导用电行为重要作用；从电力安全可靠运行角度来看，《指引》明确以负荷预测和新能源功率预测为基础，完善可靠性机组组合环节，确保电力系统安全稳定运行。
在电力市场建设尚未成熟时期，我国部分省级电力现货市场新能源及负荷侧以“报量不报价”形式参与市场出清，并且负荷侧按照统一的发电节点加权平均电价进行结算。为进一步强化电力市场化改革力度，《指引》明确，推动发用两侧“报量报价”参与现货市场竞争，探索按节点/分区电价申报及结算，一方面，有利于更好调节电力用户的用电行为，另一方面，更好发挥市场在负荷侧资源优化配置中的决定性作用。
二、实现精细化管理，加快完善中长期市场交易机制
中长期市场是电力市场的“压舱石”，其成熟度决定了电力市场的稳定度与可持续性，截至2024年底，全国大多数省份中长期市场交易已常态化开市，交易频次和周期趋近运行日。为实现精细化管理、进一步衔接现货市场，《指引》在交易组织、签约期限与比例、限价等方面提出具体要求。
一是交易组织。截至2024年底，山西、山东、吉林等19个地区最小交易周期已达到D-2日，云南已达到D-1日，为进一步推动中长期市场和现货市场在交易时间尺度的有效衔接，更好体现电力市场全电量分时价值，《指引》提出加快推动D-2连续开市与中长期交易分时段组织等精细化安排，更好适配新能源时段性出力特性，同时有利于引导用户侧响应价格信号、错峰用电。
二是签约期限与比例。对于新能源和核电企业，为稳定投资预期、同时考虑用户侧绿色电力消费需求，支持相关企业与电力用户签订多年期协议。具体在签约比例上，考虑电力保供要求、电力市场建设进展等因素，建立中长期签约比例动态调整机制，适时调整相关要求。
三是限价。为了减少因价格信号不准确导致的决策偏差，提高市场整体的资源配置效率，《指引》提出，完善煤电中长期交易限价，逐步实现月度、月内等较短时间尺度中长期交易限价范围与现货市场限价贴近。中长期与现货价格的协同联动，可减少市场主体套利空间，推动市场从“政策驱动”向“价格信号引导”转型，为全国统一电力市场建设奠定机制基础。
三、聚焦市场效率，因地制宜健全辅助服务市场体系
现阶段，我国多数省份开展了以调频等辅助服务交易，通常采用与现货市场独立运行、解耦出清的方式组织。随着新能源持续快速发展，一方面电力系统运行的复杂性增加、推动辅助服务需求增长，对辅助服务供给提出更加多样化、精细化的需求；另一方面，新型储能、虚拟电厂等新型主体不断涌现，可提供电力辅助服务的主体日益多元。
为适应系统需求，推动将辅助服务市场从“保安全的配套工具”升级为“提效率的核心引擎”，《指引》提出探索增加备用、爬坡等辅助服务品种，并通过市场发现服务价值，通过市场机制将系统调节需求转化为价格信号，引导各类资源针对性投入，破解当前“需求多元但供给单一”的结构性矛盾；对于目前较为成熟的调频等辅助服务，要建立以调节效果为导向的市场机制，推动调频市场与电能量市场联合出清，通过将调频成本纳入电能量市场整体优化，实现“电能量+辅助服务”的协同决策，推动实现整体成本最优。
此外，扩大参与辅助服务市场主体范围，鼓励包括新型经营主体在内的各类主体根据自身特性，以聚合等多种方式参与辅助服务市场，为激活系统灵活性注入新动能，进一步激发市场主体参与辅助服务市场交易活力，提高系统灵活调节能力，助力提升系统整体运行效率与经济性。
四、科学评估发电容量充裕度贡献，研究建立可靠容量补偿机制
近年来，国家针对抽水蓄能、煤电容量补偿机制均出台了相关政策，开展了有益探索。其中，抽水蓄能明确执行两部制电价，其运行变动成本通过抽发价格回收，投建成本则由容量电价承担，既保障了抽蓄电站的合理收益，又充分体现其灵活调节价值。煤电容量补偿机制则采用全国统一基准（330元/kW/年）与区域差异化补偿结合的方式，按固定成本回收比例计算，为煤电提供了基础收益保障，缓解了新能源冲击下的经营压力。随着电力市场体系不断健全，当前针对特定电源的直接补偿机制或难以充分发挥协同市场资源配置作用，需要进一步建立健全面向各类电源的容量补偿机制，同时向市场化方向转型发展。
为做好市场化转型过渡，《指引》提出，建立容量评估机制，探索建立发电机组可靠容量评估机制，科学评估各类型机组及新型储能的容量系数，客观反映其对电力系统发电容量充裕度的实际贡献，在此基础上，统筹研究建立面向各类电源的容量补偿机制，合理确定单位可靠容量补偿标准并动态调整，对电力系统可靠容量给予合理补偿，有效帮助各类发电机组尤其是边际机组回收固定成本，从而保障系统发电容量充裕性。支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价，条件成熟时建设容量市场，通过引入竞争机制，让各类电源基于自身成本与价值参与报价，既能挤出补偿中的不合理溢价，又能引导社会资本向系统最需要的容量资源倾斜，为新型电力系统建设夯实基础。
五、构建多元互动市场生态，着力打造规范透明的零售市场
零售市场作为电力市场体系的重要组成，是连接批发侧与终端用户的关键纽带，随着电力体制改革不断深化，2021至2024年期间，我国零售市场稳步扩容、电量稳中有增，零售市场交易电量年均增长率约达到14.9%，市场规模持续扩大。但在发展过程中，零售市场也存在运营模式单一、交易活跃度不足、价格传导不畅等问题，为推动零售市场向更高效、更透明、更具活力的方向发展，《指引》提出三方面举措，一是要搭建零售线上交易平台，研究建立零售套餐价格事前估算机制，引导零售用户通过平台比选方式签约，降低交易成本、促进市场竞争。二是要求市场运营机构定期发布批发市场和零售市场均价等信息，提升零售市场透明度，促进零售市场信息向用户充分传导。三是完善零售市场套餐模板，鼓励售电公司和零售用户灵活配置零售套餐、签订分时合约，满足电力用户根据自身生产用电特点灵活选择合适套餐、并调整用电时序，充分挖掘用户侧的调节潜力。此外，现阶段用户主要通过单独购买绿证和绿电交易两种方式实现绿色电力消费，《指引》鼓励创新引入绿电零售套餐等新品种，为用户消费绿色电力提供多样化的灵活方式，助力全社会生产生活方式绿色低碳转型。
六、全方位闭环管理，加强电力市场规范化建设
为进一步规范电力市场建设，保障市场运行的高效性和公平性，《指引》从完善市场干预与处置机制、持续提升市场运营能力、强化电力市场秩序监管三方面做出相关要求，明确要建立市场力监测与管控机制并实施规范市场干预，通过完善电力市场信息披露机制、加强市场运营业务流程标准化管理、提升市场技术支持系统水平等措施持续提升市场运营能力，同时加强监管方式创新、维护公平竞争市场秩序。《指引》旨在通过“监测-评估-干预-反馈”的闭环管理，更好预防市场力滥用、减少价格扭曲，平衡监管与活力，推动电力市场向“质量提升”转型。
《指引》的印发实施，将为电力现货市场连续运行地区电力市场建设提供发展路径，为电力市场安全、可靠、稳定运行保驾护航，全面助力全国统一电力大市场建设。
（水电水利规划设计总院副院长 赵增海）