电力市场建设还需再优化-每日快看

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根据中国电力企业联合会发布的全国电力市场交易情况，2022年，我国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比增长39%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点。伴随市场化改革日渐深入，电力市场已成为我国推动电力资源在更大范围内优化配置的一剂良方。

（来源：中国电力报 作者：伍梦尧）

自2002年电力市场化改革以来，现已逐步构建起以中长期交易为“压舱石”、辅助服务市场为“调节器”、现货试点为“试验田”的电力市场体系。特别是在2015年新一轮电力体制改革以来，截至2022年8月，仅通过中长期交易我国就累计挖掘调峰能力超9000万千瓦，累计开展跨省跨区应急调度200余次、支援电量近百亿千瓦时，辅助服务市场“调节器”功能进一步提升，应急调度支援作用有效发挥，为保障电力安全稳定供应提供了有力支撑。

然而，在电力市场化改革稳步发展的同时，一些问题逐渐显现。例如，目前，我国各省区电力系统的运行权、规划权和大部分价格管理权限多掌握在地方政府手中，如何打破不同省区之间的交易壁垒，将“省内电”“省外电”“外送电”全部交还市场，仍然存在重重阻力。再例如，近年来，我国风电、光伏发电等清洁能源飞速发展，在加快推动能源结构绿色调整的同时，也对地区消纳能力、电网安全运行提出更多挑战，亟须通过市场化交易对电量进行统一规划、高效利用。

事实上，电力市场化就是要把电送到需要的地方。有序推进跨省跨区市场间开放合作，加快建设全国统一的电力市场体系，实现电力资源在更大范围内、更多层次上、更有效率地共享互济，成为电力市场向“从有到优”升级的关键一环。

首先，加快电力市场标准化建设。构建统一的电力市场体系，需要先建立统一、兼容的市场标准和体系。统一的名词概念、数据口径、技术标准，可以为省间与省内市场、各交易品种、市场与政策的衔接提供便利，加强不同省区、不同市场模式的互联互通，确保不同区域的电力资源能够在价格信号的引导下在市场平台内自由流动，实现电力资源在全国范围的优化配置。

其次，进一步健全电力市场交易机制。当前，我国开展跨省区电力市场交易的最大难点，来自不同区域、不同市场主体的利益协调。要打破交易壁垒，就要先清除方方面面的地方保护政策，减少市场主体的制度性交易成本，并进一步规范各层次电力市场秩序、完善跨省区输电价格机制及电力市场功能，形成互利共赢的发展格局。

再次，持续加强输电通道建设。作为风光等清洁能源富集区，我国西北地区消纳能力不足，外送通道建设滞后于地区能源发展，曾出现被迫弃风弃光的情况。伴随电力市场化改革不断深入，相关地区及电网公司还需进一步加快推动、完善特高压等跨省区输电通道建设，借助电力市场交易平台，加强能源电力资源的流动性，为实现更长距离、更大容量的电力资源互济立柱架梁。

2022年初，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确，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，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。这为我国电力市场发展锚定了方向。一个更加开放、高效、有序、完备的电力市场体系，值得期待。

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