《电力市场运行基本规则》7月1日实施 全国统一电力市场建设提速

编者按：

7月1日，《电力市场运行基本规则》正式施行。在此之前，我国经历多轮电改，并取得积极成效，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%。新一轮电改将聚焦全国统一电力市场体系建设、新能源电量加速入市等，并将对工商业电价、大宗商品生产成本等产生影响。

2015年启动的新一轮电力体制改革，至今已经走过了九个年头。

2020年以来，随着“碳达峰、碳中和”和“构建新型电力系统”等目标的提出，电力市场体系建设也被赋予了支持新能源加速发展、推动电力系统低碳转型、支撑新型电力系统构建的新任务。

国家发展改革委印发的《电力市场运行基本规则》(以下简称《规则》)于7月1日起正式施行。国家能源局有关负责人此前表示，新一轮电力体制改革以来，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%。但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。《规则》作为国家发展改革委的部门规章，是正在组织编制的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，将为国家发展改革委、国家能源局制修订的一系列电力市场基本规则等规范性文件提供依据。

6月27日，国家能源局召开推进新型电力系统建设领导小组第一次会议，进一步明确新型电力系统建设的工作方向、重点任务和近期安排，将大力推进技术创新和体制机制改革，为新型电力系统建设提供技术支撑和机制保障。

电力市场化改革深入推进

前不久，在山东省济南市召开的企业和专家座谈会上，国家电力投资集团有限公司董事长刘明胜等企业和专家代表，就深化电力体制改革等提出意见建议。业内人士认为，这次会议释放出了电力体制改革的强烈信号，下一步深化改革电力体制或将全面提速。

中电联党委书记、常务副理事长杨昆在近期召开的第二届(2024年)电力市场发展论坛上表示，近年来，我国电力市场建设逐步推进，初步建立了适应新型电力系统的统一电力市场体系，有效促进了电力资源优化配置和能源清洁低碳转型，成效显著。

6月1日出版的《求是》杂志刊发国家电网有限公司董事长张智刚的文章《能源安全新战略引领电力事业高质量发展》。其中提出，统一开放、竞争有序的电力市场体系是实现电力资源优化配置的重要基础。国家电网将助力新要素新业态发展，不断提高管理服务水平，推动完善电力价格形成机制。加强风光水火储联营、源网荷储一体化等新业态准入规范、市场主体权责、交易模式等研究，促进多能互补。完善新能源、分布式电源、虚拟电厂、用户侧储能等参与电力市场机制。

中信证券认为，电力体制改革正进入深水区，预计后续电力行业体制机制变革核心将聚焦在继续完善价格信号引导作用、丰富和完善适应新型电力系统的市场体系、完善成本疏导机制、深化输配电价格改革等几个方面。

国金证券认为，深化电力体制改革的核心在于破除电力市场化进程中的体制机制阻碍，持续落实“管住中间，放开两头”的改革精神，利好电网智能化建设与电力市场化业务。

2024年7月1日，《电力市场运行基本规则》正式施行，2005年10月13日发布的《电力市场运营基本规则》(原国家电力监管委员会令第10号)同时废止。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉21世纪经济报道，本次新规则对未来电力市场的深度市场化将有很大的帮助。从名称上“运营”改成“运行”也反映出，电力市场现在不再是电网作为单一主体，而是有多个主体参与市场、各司其职。这次修改更能体现监管各方在电力市场中的参与行为。《规则》为全国统一电力市场体系建设提供了基础制度规则遵循，为加快建设高效规范、公平竞争、充分开放的全国统一大市场提供了探索实践。

激发需求侧资源潜力

目前，我国电力市场已形成发电、输电、配电、售电等环节市场主体多元化的格局，电力市场的规模、结构和运行机制正在发生着深刻的变化，市场在资源配置中的作用日趋明显。

中电联最新数据显示，全国市场交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2023年的5.67万亿千瓦时，在全社会用电量比重提升至61.4%，中长期交易电量占比超过90%。截至2023年底，全国电力市场累计注册经营主体74.3万家，同比增长23.9%，市场活力进一步激发。

此外，新能源参与市场规模逐步扩大。2023年，新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%，电力辅助服务机制挖掘系统调节能力超过1.17亿千瓦时，促进清洁能源年增发电量超过1200亿千瓦时。2023年，全国绿电交易电量697亿千瓦时，同比增长284.2%，绿证交易突破1亿张，绿色价值逐步显现，积极助推社会绿色可持续发展。

在近期由中国能源研究会主办的“新型电力系统沙龙”上，自然资源保护协会清洁电力项目副主任刘明明强调，现阶段我国电力系统正经历重塑，由原本以燃煤机组和化石能源为核心的模式，转向清洁化、电气化。这一变革在需求侧展现出更为鲜明的特点。

刘明明告诉21世纪经济报道记者，随着“双碳”目标的提出，我国需求侧资源发展逐渐进入3.0阶段，电力系统的充裕性需求增加，需要探索多种模式，以发挥需求侧资源的常态化作用。电力需求侧资源要实现常态化运行，面临单体资源潜力小而散、激励不足和投资高三方面的挑战。“数字化+智能化”和“聚合化+市场化”两大路径，可以实现需求侧资源的常态化发展。

国家能源局在6月27日召开的推进新型电力系统建设领导小组第一次会议上，进一步明确着力优化电力规划建设和运行管理方式。在供需协同方面，着力调动需求侧资源和各类经营主体积极性。在灵活智能方面，着力提升系统灵活调节能力和智慧化运行水平。

“需求侧资源常态化运行需要完善的政策环境。”刘明明建议，接下来需要对需求侧资源的主体地位提供制度保障，规定聚合商的市场角色和权责，允许聚合商参与批发电力市场、辅助服务市场和容量市场;为需求侧资源实现价值创造市场机会，提供健全的交易规则并加强市场监管，确保所有参与资源的同质同权;为需求侧资源提供服务确定框架体系，对调度、通信、计量、评估等内容进行规范，确保用户侧设备具备快速响应、获取即时反馈信息的能力。

储能等新主体地位确立

随着电力市场改革持续向纵深推进、“大云物移智链”等先进信息通信技术与电力系统的深度融合，逐步演化发展出了新型主体，有别于传统的发电机组、电力用户、售电公司，新型主体自身具有极强的灵活性和可拓展性，同时兼具发电商和售电商等多重市场角色。

本次《规则》中强调，经营主体包括参与电力市场交易的发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体(含储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等)。在电力产业发展中，储能、虚拟电厂等新型主体已经成为电力市场成员，这些主体的产业地位将进一步明确，发展也将再加速。

国网能源研究院有限公司企业战略研究所研究员张高告诉21世纪经济报道，近年来，随着燃煤发电上网电价改革和取消工商业目录电价，用户侧经营主体大规模集中入市，为新型主体发展提供了土壤。总体来看，新型主体发展速度超出预期，新业态、新模式不断涌现。

近年来分布式电源装机快速增长，分布式光伏处于主导地位，分布式燃气、分布式风电也正在快速发展。截至2023年12月，我国分布式光伏发电累计装机容量2.54亿千瓦，同比增长61%，山东、河北、河南、浙江、江苏等东中部地区受资源禀赋和政策激励，分布式光伏装机增速超过全国平均水平。

对于外界重点关注的分布式新能源入市现象，张高认为，未来，分布式电源可按照价格接受者(报量不报价参与市场)身份参与市场交易，或通过虚拟电厂聚合等方式统一参与电力批发市场。

在新型储能方面，国家能源局数据显示，截至今年5月底，我国已经建成投运新型储能项目装机规模超过了3800万千瓦，平均储能时长达到2.2小时。有12个省区的装机规模超过百万千瓦。新型储能新技术也在不断涌现，技术路线“百花齐放”。目前，锂离子电池储能仍占主导地位，广泛应用在新能源电站、变电站和工业厂区内。

张高建议，新型储能可采用价格接受者方式起步(报量不报价参与市场)，具备条件后以“报量报价”方式参与市场。配建储能原则上应与投资配建的新能源打捆形成联合体运行，必要时接受电力调度机构的统一调度。

在6月20日举行的“推动高质量发展”系列主题新闻发布会上，国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军回应21世纪经济报道，接下来国家能源局将完善新型储能并网和调度运行机制，促进新型储能调节作用发挥;提前谋划加强顶层设计，促进新能源基地科学合理配置新型储能，推动新型储能行业高质量发展。

至于其他新型主体，张高建议，虚拟电厂、负荷聚合商等优化聚合类新型主体，根据自身电力电量平衡情况或灵活调节能力，以统一代理形式“报量报价”参与电能量市场、辅助服务市场等各类交易。

来源：21世纪经济报道