首个省级纲领性文件出台
《意见》对进一步深化辽宁电力市场化改革提出了完整擘画，明确了因地制宜加快推进全国统一电力市场建设的工作基础，确定了时间和任务节点，细化了责任举措，为辽宁今后相当长一个时期内着力建设全国统一大市场、积极融入全国统一电力市场体系指明了方向。
《意见》以《国家发展改革委 国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）为指针，以充分融入全国统一电力市场体系建设为目标，全面结合辽宁电网运行实际和电力市场建设基础，明确了市场建设“2022年、2025年、2030年”重要时间节点阶段性任务，提出了“遵循电力运行规律和市场经济规律，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”的工作要求，明确了5大项20小项工作及76项任务分解，确定了责任部门，提出“统筹协调落实、强化责任分工、加强市场培育、跟踪评估建设”4方面组织实施措施。
《意见》具备三方面主要特点。一是严格遵循顶层设计，充分借鉴先进地区经验。在市场规划、管理架构、任务目标和实施路径上精准契合国家要求。二是因地制宜，切实遵循问题导向。结合辽宁区位特点、能源结构和用能趋势，特别是考虑现货等多种市场模式周期叠加条件下的可再生能源大量广泛接入和新兴市场主体特点，提出了切实可行的市场交易品种设计思路。三是明确责任分工，实现务期必成。以深改委决议统筹相关各级责任部门、机构，提出了具体任务描述和工作时间表。
我国加快建设全国统一电力市场体系
2021年11月，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，我国电力市场建设进入新阶段。2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。
根据意见，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，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。
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，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
南方电网率先启动试运行
当天，云南、贵州、广东合计超过157家电厂和用户通过南方区域电力市场交易平台，达成南方区域首次跨省现货交易，全天市场化电量合计达27亿千瓦时。
据悉，南方区域电力市场覆盖广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区，包括电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场。南方区域电力市场启动试运行后，中长期交易周期将全面覆盖年、月、周；现货交易将由广东拓展到云南、贵州、广西、海南，实现南方五省区的电力现货跨区跨省交易；辅助服务市场的品种与补偿机制将进一步完善。到2023年，南方区域电力市场将形成跨区跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区跨省电力交易。
“在电力市场中，能源禀赋强的地区通过把电卖到负荷中心实现经济效益，有利于发挥市场在资源优化配置中的决定性作用。”南方电网电力调度控制中心副总经理蔡葆锐表示，通过电力现货市场，可以根据市场实时供求情况，发现电力在不同时间、不同空间的价格，推动整个社会高效用能，“发电企业通过南方区域电力市场现货交易系统，每度电报价最高可达1.5元，最低低至几分钱甚至是零元，更准确反映电能供需关系。”
据介绍，所谓电力现货市场，即在短时间内一手交钱一手交货、实物交割。2018年8月，南方（以广东起步）电力现货市场顺利完成了从日、周到月不同时间维度和多种复杂场景的结算试运行，并于2021年11月进入连续运行，迄今已超260天，实现了发电成本的有效传导，释放了真实的价格信号。
根据预计，南方区域电力市场2022年全年累计市场化交易电量将达到1.11万亿千瓦时，接近广东、云南、贵州三省2021年全社会用电量总和。到2023年底，市场化交易电量占比将达到80%左右，参与交易的市场主体数量将增加到800多万户，是之前的80倍。依托南方区域电力市场这一平台，各市场主体可以通过中长期、现货等多种方式参与电力交易，促进电力资源在更大范围内的优化配置，推动能源生产消费方式绿色低碳变革。
能源专家建言献策
北京电力交易中心市场部主任李竹认为，我国提出建设全国统一电力市场体系有四方面考虑：从政策角度来看，电力市场是全国统一大市场的重要组成部分；从资源禀赋上来看，我国负荷需求和能源资源呈逆向分布，需要在全国范围内实现资源的优化配置；从转型来看，随着新型电力系统建设的不断推进，新能源装机比例会越来越高，为平抑新能源的波动性、促进新能源的发展和消纳，需要构建全国统一的电力市场；从电网条件来看，我国已经建成互联互通的大电网，为建设全国统一电力市场体系提供了物理基础。
清华大学电机工程与应用电子技术系教授、清华大学能源互联网创新研究院副院长陈启鑫表示，在建设全国统一大市场的背景下，构建全国统一电力市场体系恰逢其时，且释放出两大重要信号：一是要统一，即不同省份、不同市场模式之间的电力交易，需要有统一的、兼容的标准和接口；二是要形成体系，未来国家、区域、省级各层级电力市场，甚至包括配网侧市场、分布式交易在内的电力交易市场，将整体形成一个电力市场体系。
中国社会科学院数量经济与技术经济研究所能源安全与新能源研究室主任刘强表示，近10年来，特别是“双碳”目标提出以后，我国电源种类更为多元，电力消费也呈现多元化的特点，要求电力系统进行全方位的提升。因此，健全多层次统一电力市场体系是一个非常重要的改革举措，未来通过不同区域的、多种主体参与的市场交易，将实现电力在全国范围内的优化配置。
目前，我国电力市场的建设主要以省为单位。由于各地资源禀赋、经济发展情况不同，在电力市场规则设计和建设推进方面存在一定差异。专家认为，全国统一电力市场建设要因地制宜，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。
李竹认为，电力市场建设要加强统筹和衔接，主要体现在省间市场和省内市场要做好衔接，各交易品种要做好衔接，市场与政策要做好衔接。此外，2025年之前，还需理顺一二次能源价格的关系以及疏导新能源接入带来的系统成本上升问题。
陈启鑫表示，全国统一电力市场体系在设计交易规则时要考虑不同地域、不同市场主体参与交易时的差异，也要考虑各地电网的物理条件。但整体而言，在全国层面上，要有一套统一的规范，从而降低电力市场的运行成本和交易成本。未来三年，要在全国范围内形成一套标准化的市场接口，使跨区跨省和省内市场交易可以高效互联互通和协作。此外，在各省的市场建设上，要加快中长期、现货、辅助服务、容量、输电权等品种的交易探索，并加快新能源大幅接入电力系统以后价格机制、市场机制、结算机制等方面的探索，为未来新能源、储能等新型主体大规模进入市场提供支撑。
刘强表示，由于电力需求与资源的错配，全国统一电力市场体系建设需注意电力大规模外送与本地消纳利用之间的平衡。大规模外送提高了电力系统的灵活性，但也因此产生了成本。电力若能实现本地消纳利用，则最为经济。“各地可以探索企业余热发电、风电供暖、制氢、储能等多种本地消纳方式。”
中国经济信息社经济智库副主任李济军表示，随着需求侧电气化水平提升、供给侧风光等新能源大规模接入，对灵活性电源和辅助性服务的需求都将增加，可能在一定程度上抬高电力系统的成本，未来仍需进一步完善市场机制，形成更加科学的、与新型电力系统相适应的电价机制。
构建全国统一电力市场的核心意义
