1月28日，发改委、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》（以下简称《意见》），以加快建设全国统一电力市场体系，推动形成适合中国国情、有更强新能源消纳能力的新型电力系统。笔者认为《意见》是未来电力市场建设的整体大纲，对完善困扰电力市场建设的各项问题进行了系统回答，多项内容都是全新且重磅级别的，体现了国家对于电力市场改革的坚定决心，也预示着行业巨变的来临！

一、主要内容

《意见》提出2025年，全国统一电力市场体系初步建成；2030年全国统一电力市场体系基本建成的目标。《意见》对电力市场改革深化阶段的任务进行了系统要求，对能源主管部门、调度运行单位、各市场主体权责进行了明确，主要内容梳理如下:

1.建立适应新能源发展的电力市场机制。有序推动新能源参与电力市场交易。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制；鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。创新体制机制，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位，引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，增强就近消纳新能源和安全运行能力。2025年，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年新能源全面参与市场交易。

2.打破电力交易省间壁垒。国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，开展跨省跨区电力中长期交易和调频、备用等辅助服务交易，优化区域电力资源配置。建立多元市场主体参与跨省跨区交易的机制，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。

3.建立电力市场各品种的协同。一是中长期交易与现货市场协同。发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用，推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价，更好拉大峰谷价差，引导用户削峰填谷。逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场，加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接。二是持续完善电力辅助服务市场，推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，加强市场间有序协调，在交易时序、市场准入、价格形成机制等方面做好衔接。在现货市场内推动调峰服务。

4.市场主体大幅扩围。有序放开发用电计划，分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。

5.建立容量成本回收机制提升电力系统安全保障能力。加快应急备用和调峰电源能力建设，因地制宜建立发电容量成本回收机制。建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全，鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。

二、重要意义和影响

虽然限于专业知识，个人理解有限，但《意见》发布之后，笔者已经听到行业巨变来临前的惊雷：

（一）新能源消纳机制将根本改变

以市场化交易替代可再生能源消纳责任权重，是新能源实现长远、高质量发展的必由之路，《意见》的出台，新能源参与交易的进度大大超出人们的预期。

一方面，新能源经营风险显著增加。到2030年新能源全面参与市场交易，报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。意味着5%的弃风弃光率目标将逐步放松甚至成为历史，可再生能源消纳责任权重作用也将逐步削减。新能源运营商经营模式将发生巨大改变，客观要求发电企业充分考虑新能源收益风险和资产减值风险。打破了保量保价为主的经营模式，以前相对确定的投资决策和资产评估方式将不适用，新能源企业需要调整项目投资、收购决策模型，根据企业情况设定风险偏好，按照风险收益预期设定合理的收益置信区间，寻找与自身风险防控能力相适应的项目。在运营过程中，新能源运营商不得不综合考虑市场价格、辅助服务成本、偏差成本，不断提升负荷预测能力和交易策略能力，通过加装储能设备等手段提升自身调节能力。

另一方面，绿电市场机遇指数级增长。《意见》要求体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位，引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。结合七部委联合印发了《促进绿色消费实施方案》，绿电市场机遇将指数级增长。一是市场化用户完成责任权重需要购买绿电或绿证，按照1439号文要求，大部分工商业用户在该范围内。二是新增可再生能源不纳入能源总量控制的要求进入落实阶段，购买绿电成为企业缓解能源“双控”压力的一个重要选项，缓解能源“双控”可能关系到企业的生存，将带来更大的绿电刚需。三是全国碳市场建设加快，国际碳关税预计2023年推出，客观要求企业积极购买绿电。上述三条对于驱动绿电消费更加有效，随着需求快速增加，绿电溢价有望更大幅度提升。

（二）容量机制促进新型储能快速增长

当前，针对新型储能的发展，国家虽然出台了一系列政策，但仍未形成统一逻辑甚至相互矛盾，中央和地方版政策不配套，让行业莫衷一是。政策的完善（而不是简单叠加）是储能发展的关键，而理顺政策逻辑的首先要准确认知储能在新型电力系统中的地位和本质功能。

笔者多次撰文说明，新型储能的核心作用和优势在于解决新型电力系统供电充裕度隐忧，特别是2021年我国缺电危机，更加说明保障电力供应是电力系统发展的底线。《意见》提出，建立容量成本回收机制提升电力系统安全保障能力，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全，鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。在所有不显著增加排放、同时能有效提升供电充裕度和安全保障电源中，新型储能是唯一能对抽水蓄能进行有效补充的。

根据未来负荷发展和电源装机结构，如果煤电装机在当前基础上略有增长，考虑需求响应达到最大负荷5%，2030年供电充裕度仍存在90GW的缺口，储能总投资需求将达到万亿级别；若不考虑需求响应或是严格控制煤电装机不增长的情况下，供电充裕度缺口将在200GW。而2060年在大幅退煤的假设下，供电充裕度缺口将达到800GW。

根据彭博预测的成本数据，如果采用容量回收机制，至 2030 年，4小时新型储能容量电价将接近600元/kW/年（低于抽水蓄能容量成本，当然在调节小时上略低于抽蓄），至2040年将低于500元/kW/年。所以采用容量机制促进新型储能发展是可行的，有利于促进大规模、长周期、易调度、保障性强的储能电站发展。

而在当前储能成本仍较高阶段，建议参考抽水蓄能发展模式，建立差异化的两部制（电量电价+容量）电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，对新型储能的容量投资进行直接激励。具体操作中，严密跟踪电力系统充裕度要求，合理规划新型储能建设需求，通过两部制电价招标竞价的方式促进新型储能降低成本，最终实现与抽水蓄能同品同价。

以两部制电价支撑的新型储能发展，如果在机制上取得突破，新型储能将实现“十四五”期间十倍、“十五五”期间五倍，碳达峰之后仍有将近十倍的容量增长空间！

（三）打破省间交易壁垒，发用侧自主权增加

我国长期形成以省为实体的财税管理体制和电力平衡机制，地方政府普遍对省间交易进行干预，制约市场功能的发挥，近期一篇《尴尬的省间电力交易》引起舆论的广泛关注。省间主体的交易，绝大部分仍是由电网公司代理，适应大范围优化配置需求的电力市场机制有待完善。

《意见》要求，鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易。如果能有效落地，加快省间交易主体的准入，将有效降低行政影响，提升主体省间交易意愿，有效促进电力资源大范围优化配置，真正建成全国统一电力市场。

原标题：新能源全面参与市场交易，解读两部委《加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》