（来源：中国电力新闻网）

转自：中国电力新闻网

陈玮

作为指导电力行业中长期发展的纲领性文件，《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称“规划”）在电源结构、电网形态、调节能力等生产力层面作出系统安排，更在体制机制、市场体系、价格制度等生产关系层面提出明确要求，为下阶段全国统一电力市场建设指明了方向。总体来看，规划对下阶段全国统一电力市场建设的影响集中体现在市场架构、市场功能、主体入市、市场价格四个维度，核心是构建与新型电力系统等新质生产力相适应的新型生产关系。

　　市场架构要实现“三个拓展”，从省间省内分层运行向跨经营区全域协同

　　电网格局优化要求市场范围同步拓展。当前全国统一电力市场体系已初步建成，但在省间资源统筹、时序衔接、利益协调等实操环节，制度设计精细度仍难以支撑市场高效运转与要素精准配置，跨经营区常态化交易的频次、规模、品类和灵活性仍需提升，亟须细化全国统一电力市场落地路径，保障建设目标如期落地。

　　主配微协同要求市场层级下沉拓展。现有电力市场仅将220千伏及以上节点纳入交易出清模型，缺少配网侧资源优化设计，大量分布式资源、虚拟电厂难以直接参与交易。配电网正由无源网络转向有源网络，市场架构需向配网层级延伸，优化资源聚合模式，建立适配海量分布式资源入市的交易机制，可在部分区域探索配网“微市场”、推动市场出清节点下沉，引导分布式资源合理布局、高效调用，更好参与系统调节。

　　市场融合发展要求市场规则统一拓展。我国以“省为实体”起步，各省市场规则存在差别，交易品种、时序、准入标准各有设计，形成由规则差异带来的新型交易壁垒。后续要依托“1+N”电力市场基础规则体系，动态优化区域、省级市场规则，完善跨经营区交易组织机制，实现省间与省内、中长期与现货、电能量与辅助服务市场高效协同。

市场功能要取得“五个突破”，从电能量单一市场向多元价值发现体系升级

　　高比例新能源接入要求现货市场出清机理优化取得突破。新能源度电成本结构中固定成本超过90%、变动成本不到10%、边际成本趋近于零，且享有机制电价托底保障，具备较强的申报低价动机，容易导致零电价或负电价现象频发。应持续优化适应高比例新能源接入的现货市场机制，研究零边际成本电源在供需宽松时段频繁成为边际定价机组时的出清安排，探索建立新能源消纳保障系数动态优化调整机制。

　　系统调节资源稀缺要求辅助服务市场健全取得突破。应科学研判绿色低碳转型下电力系统运行特性变化带来的新型风险，扩展爬坡、调压、转动惯量、黑启动等交易品种，加快实现调频、备用辅助服务市场与现货市场联合出清，充分体现主体提供辅助服务价值。

　　供应保障能力夯实要求市场化的容量充裕度保障机制建立取得突破。现行的固定容量补偿机制不能充分反映区域与个体成本差异，也难以动态跟踪中长期容量供需及市场信号变化，容易形成资源错配，且可能异化为高碳机组的变相补贴，不利于释放支撑性资源正确的发展信号。随着新能源占比持续提升，系统对可靠容量的需求愈发迫切，有必要加快建立市场化的容量保障机制，推动容量电价补偿机制逐步向多类型主体参与的容量市场机制过渡，充分反映各类主体可靠容量价值，为各类提供可靠容量的资源提供稳定收益预期。

　　环境价值兑现要求绿电绿证市场发展取得突破。目前可再生能源消纳责任机制尚未全面落实到用电主体，难以直接调动广大用户绿色消费积极性。同时，绿电绿证的应用场景还有待进一步挖掘，绿证价格形成机理尚未充分体现降碳成本。下阶段需进一步完善绿电交易机制，丰富绿证应用场景，探索推广绿电多年期长期购电协议、绿证中长期购买协议、小时级绿电交易溯源等机制。

　　新质生产力发展要求市场品种创新取得突破。规划将“加快电力领域新质生产力赋能”作为独立章节，提出深化人工智能赋能，促进电力与算力、交通、氢能等领域协同发展。电算协同、车网互动、电氢耦合等新业态新模式的涌现，要求电力市场建设有效支撑“六网”融合发展，在交易品种、交易周期、结算方式等方面加快创新，探索适应算力负荷、电动汽车、储能等新型资源特性的交易品种和价格机制，助力新质生产力高质量发展。

主体入市要做好“三个培育”，从传统发用两侧向源网荷储全要素覆盖延伸

　　负荷侧资源规模化入市要求做好聚合商业模式培育。海量分布式资源单体容量小、数量多、布局分散，直接参与市场交易成本高、实施难度大，可依托虚拟电厂、负荷聚合商聚合入市。目前虚拟电厂灵活性价值受固定合约电量约束，难以充分捕捉现货价格波动带来的收益；各省以及不同交易品种对其准入门槛、技术参数、注册流程要求不一，制约跨区域聚合与规模化发展。需完善聚合商市场参与机制，降低新型主体入市门槛，推动负荷侧资源从“可调节”转向“可交易”。

　　新型储能入市要求做好身份界定、收益模式共识培育。储能兼具充放电双重属性，既可作负荷也可作电源。现阶段独立储能容量折算系数依据满功率放电时长与高峰持续时长比值确定，短时储能折算系数偏低，长时储能价值得不到充分体现，顶峰能力考核、多元容量价值认定标准尚未统一。下一步要明确独立储能市场主体地位，健全储能参与电能量、辅助服务、容量市场交易机制，探索“容量租赁+电能量套利+辅助服务调节支撑”多元收益模式，充分释放储能系统调节价值。

　　代理购电规模缩小要求做好零售市场环境培育。部分中小用户不熟悉市场规则、风险承受能力有限，代理购电仍将作为过渡安排，长远来看，除保障类用户外，其余用户要逐步全面直接入市。需健全零售市场监管与运行秩序，规范市场交易行为，强化监管，提升市场信息透明度与运营规范性，推动零售套餐标准化、流程公开化，完善信用评价，定期披露售电收益与购电成本，为用户决策提供参考。

价格机制要做到“三个推进”，从计划市场双轨运行向市场决定与政府监管协同完善

　　上网电价市场化改革要全面推进。当前煤电、新能源基本完成市场化定价，气电、水电、核电部分参与市场。“十五五”是上网电价改革收官阶段，要兼顾各类电源发展诉求，构建差异化、全覆盖电源价格体系，妥善处理历史投资回收、电价平稳过渡等问题，打通不同电源同台竞价障碍，实现各类电源价值差异化兑现。

　　输配电价机制优化完善要持续推进。现有跨省跨区输电价格基于单向输送模式核定，难以体现通道稀缺价值与系统阻塞成本。需优化输配电成本分摊与价格形成机制，推动输电价格向两部制、单一容量制转型，探索多通道打捆统一核价，促进清洁能源大范围优化配置。

　　销售电价市场化程度提升要稳步推进。销售电价是价格传导“最后一公里”，目前工商业基本实现市场化定价，居民、农业仍执行目录电价，居民侧分时电价覆盖不足。要在保障民生基础上优化目录电价结构，扩大分时电价实施范围，打通批发到零售价格传导链路，提高动态零售合约与现货价格联动比例，发挥现货价格对用电行为的引导作用。

　　当前，我国电力市场化改革步入深水区与攻坚期。规划为“十五五”电力市场建设指明了方向。电力市场建设要把握新型电力系统带来的生产关系变革要求，坚持有效市场和有为政府相结合，以规则统一为基础、价格改革为核心、主体培育为关键、风险防控为底线，加快构建适配新型电力系统的电力市场体系。（作者系南网电力市场研究中心总经理）

责任编辑：王萍