11月24日，中央全面深化改革委员会第二十二次会议召开，审议通过了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。会议指出，要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，推动形成多元竞争的电力市场格局；改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需；推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易。习近平总书记在主持会议时强调，要遵循电力市场运行和市场经济规律，优化电力市场总体设计，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。本次会议是电力市场改革进程中具有里程碑式意义的一次会议，将推动全国统一电力市场体系加快建设，充分发挥市场在全国电力资源优化配置中的决定性作用。

（一）我国电力市场建设进展

2015年3月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），标志着我国启动新一轮电力体制改革。电力市场建设作为新一轮电力体制改革的核心内容，在改革之初就明确了电力市场体系建设思路，即设立区域和省（区、市））电力市场，其中区域电力市场包括在全国较大范围和一定范围内实现资源优化配置两类电力市场。经过多年发展，以省级电力市场为亮点、以跨区跨省市场为突破、以全国统一电力市场为方向的电力市场体系初见雏形。

省级电力市场方面：近年各省在中央顶层设计的基础上，结合各自省情网情，建立健全了中长期电力市场，常态开展年度、月度市场交易，今年以来省级电力现货市场进入第二批试点阶段。从安徽电力市场来看，自电力中长期交易实施以来，市场主体不断增多、交易规模逐年增大，2021年安徽工商业直接交易电量预计约1170亿千瓦时，占售电量比重达53%。随着《进一步深化燃煤上网电价机制改革的意见》加快落地，全部燃煤机组和工商业用户有序进入市场，明年省级电力市场交易规模将实现更快增长，市场将更加活跃。

跨区跨省市场方面：2016年3月，北京、广州电力交易中心正式组建，负责落实国家计划、地方政府协议，开展市场化跨区跨省交易。从北京电力交易中心来看，为推动跨区跨省电力交易有序开展，正在逐步建立健全跨区跨省电力市场。在跨区跨省中长期交易上，2018年8月，发布了《跨区跨省电力中长期交易实施细则》，形成以点对网、网对网为主的省间电力外送交易机制；2021年9月，对《跨区跨省电力中长期交易实施细则》进行再次修订。在跨区跨省现货交易上，2017年8月，发布《跨区域省间富裕可再生能源电力现货试点规则（试行）》，旨在利用跨区域省间通道输电能力，有效促进西南及三北地区可再生能源消纳，缓解弃水、弃风、弃光问题；2021年11月，印发《省间电力现货交易规则（试行）》，旨在利用市场化手段促进清洁能源更大范围消纳和省间电力余缺互济，参与电源主体扩展至风、光、水、核电、火电在内的所有电源装机。随着省间市场逐步完善，省间交易规模也逐步增长，数据显示，2021年上半年国网区域省间交易电量5479亿千瓦时，占全部市场交易电量的43％，资源大范围优化配置作用加快显现。

全国统一电力市场方面：随着省间、省内电力市场的深入推进，两个市场在功能定位、交易时序、价格形成机制、技术支持系统等方面衔接不畅的问题日益突出，建立全国统一电力市场体系、增进两个市场融合，被推上了新的高度。2020年2月，国家发改委印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》，首次明确提出要推动全国范围内市场融合发展，加快统一电力市场建设，促进电力资源在更大范围优化配置。2021年3月，国家发改委在国务院新闻发布会上表示，将着力深化重点行业改革，推动电力行业建设全国统一电力市场体系。此次中央深改委审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，将加快推动全国统一电力市场体系建立，逐步统一规范标准，增强省间、省内两个市场的协同和融合，更好发挥市场的资源配置作用。

（二）几点思考

一是本次会议是新一轮电力体制改革以来，中央围绕电力专项改革召开的又一次最高级别决策会议，此次会议标志着我国电力市场发展由试验先行阶段进入整体优化提升新阶段。遵循电力市场运行和市场经济规律，加快建设全国统一电力市场体系，将有助于充分发挥市场在全国电力资源优化配置中的决定性作用，有助于实现省间电力资源的余缺互济，有助于促进各级电力市场统一规范和有效衔接，为新型电力系统加快建设、“双碳”目标加快实现提供了坚强市场保障。

二是会议指出要引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，统一规范交易规则和技术标准。“统一、规范、协同、融合”的总体思想，指明了全国统一电力市场体系加快建设的方向，重点就是体现市场经济规律，以促进竞争、完善监管为导向，做好各省级电力市场的规范统一，以及省级电力市场与全国统一电力市场的有效衔接，增强电力市场的规范性、安全性和灵活性，更好发挥市场的引导和调节作用。

三是全国统一电力市场体系建设，一方面为全国范围内促进新能源消纳、做好能源保供开辟新通道的同时，也让电价竞争力较弱的省份在争取临时外电支援中处于不利地位；另一方面以省为主体的能耗双控机制，也使能源电力输出型省份的能耗考核面临更大压力。需要在全国统一电力市场体系建设中，充分考虑不同省份电价承受力的客观差异，合理设置市场规则，促进形成良好市场交易格局；同时推动能耗双控考核从生产端向消费端转移，减少政府对电力资源大范围优化配置的干预，提升电力市场有效性。

四是燃煤上网电价市场化改革建立了“能涨能跌”市场价格机制，打破了发电侧电价向用户侧传导受阻的体制壁垒。本次会议再次强调，要改革完善煤电价格市场化形成机制与电价传导机制，将加快推动市场机制的进一步完善。目前部分省份电力现货市场仍按照单边市场机制设计，无法实现电价向用户侧传导，迫切需要适应性调整。按照双边市场机制完善省级现货市场规则，做好与中长期交易、辅助服务市场衔接，才能有效发挥电力现货市场发现价格、传导价格的积极作用。

五是今年5月，国家发改委、能源局联合发布《关于进一步做好电力现货市场试点工作的通知》，明确提出要引导新能源项目以10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网。本次会议进一步提出，推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，新能源进入电力市场已是大势所趋。新能源大规模进入电力市场，一方面将发挥市场价格信号作用，引导新能源主动购买调峰能力，推动集中式共享储能经济发展，保障电力系统安全可靠运行；另一方面优发优购电量匹配问题将面临新的不确定性，需要进一步开展电力市场不平衡资金分摊和疏导机制研究。