来源：21世纪经济报道

林伯强（厦门大学管理学院讲席教授，中国能源政策研究院院长）

近日，由国家能源局统筹组织、中国电力企业联合会协同相关单位编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）正式发布。《蓝皮书》响应了党的二十届三中全会“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”的要求，明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，提出了“2025年初步建成、2029年全面建成、2035年完善提升统一电力市场”的“三步走”战略目标。这一目标强调了建设全国统一电力市场以优化能源资源配置、提高清洁电力消纳水平的紧迫性和重要性。推进全国统一电力市场建设现已成为加快深化电力体制改革的必然要求和推动绿色低碳转型的重要任务。

经过近十年的探索与改革，目前中国电力市场建设已取得了令人瞩目的阶段性成果。2013年《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》的发布，为电力市场化改革按下加速键。2019年《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》明确了“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》进一步提出有序放开全部燃煤发电上网电价和工商业用户用电价格，扩大上下浮动价格范围。在此背景下，全国电力市场交易量大幅提高，截至2024年10月，电力市场交易电量占比达到62%。立足当前电力市场建设成果，保证“三步走”战略目标的顺利实现，在中短期内仍有以下任务有待确认。

一是需要正确评估电力市场建设的紧迫性和重要性。目前，中国电力系统正面临结构转型压力，可再生能源替代是未来能源领域的重要工作任务。截至2024年9月，中国风电光伏装机已达12.5亿千瓦，占装机总量的55%。随着可再生能源接入规模的进一步扩大和电力需求持续快速增长，电力供给的稳定性问题将愈发明显。来自供需两侧的双重压力需要市场化机制进行调节。辅助服务市场与容量电价机制对能够提供电力调节的电源进行补偿，对可再生能源消纳提供支持。完善辅助服务与容量价格机制、建设全国统一电力市场对于促进能源转型和经济高质量发展具有重要意义。

二是需要尽快完善辅助服务市场与容量电价机制。辅助服务市场和电容量市场是应对可再生能源接入稳定性问题的重要手段。目前中国辅助服务主要集中在调频和调峰服务，需要进一步丰富辅助服务产品，以更好地适应电力系统运行的新需求。同时，现行的容量电价机制有待进一步完善，各个地区对回收固定成本比例的确定需要因地制宜做好顶层设计。在此基础上，考虑到事前制定的补偿价格难以反映容量充裕性的波动，容量电价机制最终应当向效率更高的容量市场进行过渡。因此也有必要着手容量电价机制覆盖范围的扩充，为容量价格市场化打好基础。

三是需要提高省区内部电力市场的系统性和省区之间的协同性。目前部分地区辅助服务市场与电能量市场未能有效衔接，电力市场的总体运行效率偏低。应尽快完善辅助服务市场与电能量市场机制，逐步过渡到联合优化模式。此外，当前电力市场在省间的协同和衔接方面存在诸多不足，各省市间交易规则不一。在辅助服务市场方面，各省发展速度存在差异，跨省区辅助服务交易和分摊规则不明确。同时，跨省区容量补偿分摊机制也存在争议，对容量成本的分摊方式缺乏普遍共识。

基于上述待完成任务，笔者建议从以下三个方面推动全国统一电力市场建设。

一是完善容量电价机制设计，因地制宜确定合理的容量电价回收比例。充分考虑各地区经济情况、能源结构、可再生能源建设规划等因素，结合煤电机组境况，合理设置差异化容量电价的水平和补偿期限，并逐步建立一套完整的煤电容量价值评估方法学。同时，考虑在现有的煤电、抽水蓄能容量补偿机制的基础上，探索容量电价机制向新能源储能和虚拟电厂等方向扩展的可行性，明确评估和定价方法。在容量补偿范围扩大后，通过市场竞争的方式形成容量价格，推动容量补偿机制向容量市场转型。

二是拓展辅助服务交易品种，推动辅助服务定价市场化。基于可再生能源接入规模扩大带来的新需求和新挑战，积极探索转动惯量、爬坡等新型辅助服务交易品种。全方位推进各类储能设施作为灵活性资源进入辅助服务市场，提供快速响应服务。同时，完善辅助服务价格形成机制，制定公平合理的市场准入和服务标准，明确市场主体的参与规则，鼓励多种市场主体参与辅助服务的提供和交易。定期评估和调整市场规则，做好市场竞争性的监管，确保辅助服务费用的合理传导和结算。

三是着手地区内市场耦合及地区间市场协同规则设计。推动各省探索辅助服务市场和电能量市场联合优化出清方案。可以考虑在电力现货市场连续运行的地区开展试点，探索电能量市场、辅助服务市场乃至电容量市场的耦合路径。形成统一的电力市场交易规则和技术标准，明确市场准入、交易品种、分摊形式、价格形成机制等基本规则，确保市场的透明性和公正性以消除各省区间的市场壁垒，促进跨省区电力交易的顺畅进行。