全国统一电力市场顶层设计出炉，破解规则不统一、地方保护、省间壁垒等难题

21世纪经济报道记者费心懿 上海报道电力市场是全国统一大市场的重要组成部分。

5月14日，国家发改委公告《电力市场运行基本规则》（下称《规则》）自2024年7月1日起施行，替代了原国家电力监管委员会于2005年10月13日发布的《电力市场运营基本规则》（国家电力监管委员会令第10号，以下简称第10号令）。

长期以来，第10号令有效规范了电力市场建设，维护了电力市场秩序，保障了交易主体合法权益。但随着2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力市场建设快速推进，全国统一电力市场体系加快构建。在这过程中，我国电力市场建设取得积极成效，2023年全国电力市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比例从2016年不到17%上升到61.4%。因此也对修订第10号令提出了迫切要求

事实上，这是18余年来中国首次对该规则进行修订。《规则》提到，是为规范电力市场行为，依法保护市场成员的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序而制定本规则。

厦门大学能源政策研究院院长林伯强在接受21世纪经济报道记者采访时谈到，电力市场改革在中国已经进行了十多年，也取得了巨大的成就，但仍面临一些挑战。例如在建立统一大市场的过程中，如何破解地方保护的问题长期存在。另一方面，电力行业属于上游行业改革，对下游的影响比较大，因此在这过程中需要通盘考虑。另外，电力企业多为国企，同时电价问题涉及民生，因此改革难以在一朝一夕内完成。

“各地在实际执行中还存在规则不统一、地方保护、省间壁垒等问题。”国家能源局有关负责人在回答记者提问时谈到。

新增储能企业、虚拟电厂等经营主体

《规则》全文共分为11章、45条。国家能源局有关负责人谈到，较之于2005年的第10号令，本次文件主要就以下五大方面进行调整完善：修改规章名称；调整有关市场范围、运营机构、交易主体表述；完善市场成员、市场交易类型相关表述；完善电能量、辅助服务交易等定义和交易方式；细化风险防控相关要求五大方面进行了调整。

21世纪经济报道记者注意到，新《规则》有三大变化值得关注，对新型经营主体进行了定义，对电力辅助服务交易、容量交易等进行了明确。

在“电力市场成员”一章中，《规则》将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商作为新型经营主体新增进入，与参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户并列，这也是新《规则》的一大亮点。国家能源局有关负责人提到，非化石能源发电逐步转变为装机和电量主体，化石能源发电向电力支撑主体转变，新型储能、虚拟电厂、负荷聚集商等各类新型经营主体迅速发展。

除了市场成员范围扩大，电力市场交易类型与内涵也有所扩大。新《规则》的电力市场交易类型主要有三大板块，电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易。

其中，电力辅助服务交易方面，旧规则中的表述为“有偿辅助服务在电力市场建设初期采取补偿机制，电力市场健全以后实行竞争机制。”在此次新《规则》中调整为了“电力辅助服务交易是指由经营主体通过市场化方式提供调频、备用和调峰等有偿电力辅助服务。具备条件的辅助服务采用市场竞争方式确定提供者。”

另外，容量交易是《规则》中新增的内容。《规则》谈到，容量交易的标的是在未来一定时期内，由发电机组、储能等提供的能够可靠支撑最大负荷的出力能力。

“根据新型电力系统建设需要，逐步推动建立市场化的容量成本回收机制，探索通过容量补偿、容量市场等方式，引导经营主体合理投资，保障电力系统长期容量充裕。”《规则》称。

实际上，在2023年，针对抽水蓄能、煤电已出台了容量电价机制。2023年5月，国家发展改革委明确抽水蓄能容量电费从“纳入输配电价回收”改为“在输配电价外单列”，并核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。2023年11月，煤电容量电价机制出台。至2024年，共27个省份建立了煤电容量电价机制，并明确了燃煤容量电费折价。

随着抽蓄、煤电容量电价的陆续落地，储能容量电价也越来越为行业所期待。

例如，2023年11月，山东省能源局印发了《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》。为完善储能市场化“两部制”上网电价机制，该举措特别提到，新型储能作为独立市场主体参与市场交易，执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制。其中，经山东省能源局确定的示范项目，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的两倍执行。

此外，河北、新疆、内蒙、甘肃、广东等地也出台了针对储能电站上网有差别、不统一的容量补偿或电价政策。

“1+N”市场规则体系初步形成

值得一提的是，随着电力市场建设快速推进，全国统一电力市场体系正在加快构建。

2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布，该意见提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成。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。

具体来说，要求到2025年，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，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。

记者注意到，2024年以来，一系列的基础制度建设鱼贯而出。

今年2月，国家能源局印发了《电力市场信息披露基本规则》。5月8日，国家发改委正式公布新版《电力市场监管办法》，并宣布自2024年6月1日起施行。

年初，国家能源局市场监管司表示，国家能源局将于今年修订出台《电力市场运行基本规则》，编制印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场准入注册基本规则》《电力市场计量结算基本规则》，建立形成以《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系，为全国统一电力市场体系建设奠定制度基础。

而此次《规则》的发布，意味着我国建设全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”终于落地。

不过，长期观察电力市场政策的研究人士告诉记者，具体到落实层面，目前地方的权力更大一点。“因为能以什么名目发钱，发的钱从哪来，确定这个的权力实际上是在地方。例如，抽蓄和储能的容量电价要给多少，最终定价取决于各省的博弈结果，因为地方也要平衡新能源发展和终端电价水平。”

这也意味着，此番电力市场运行的顶层设计出台后，电力市场距离走向真正的统一大市场仍面临诸多方面与长期的挑战。