《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》解读

2021年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出，要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。

2022年1月18日国家发展改革委、国家能源局正式发布《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)(以下简称“意见”)。

该《意见》作为继《电力体制改革方案》(国发〔2002〕5号)、《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)、《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》(发改体改〔2020〕234号)后的又一关于电力市场改革的重要文件，面对“电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题”提出全国统一电力市场体系建立的两个阶段性目标，即：

“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。”

01《意见》所确立的新改革目标及举措

为实现《意见》所确立的目标，将通过“加快建设国家电力市场、稳步推进省(区、市)/区域电力市场建设、引导各层次电力市场协同运行、有序推进跨省跨区市场间开放合作”等方式，实现“健全多层次统一电力市场体系”。通过“持续推动电力中长期市场建设、积极稳妥推进电力现货市场建设、持续完善电力辅助服务市场，培育多元竞争的市场主体”等方式，实现“完善统一电力市场体系的功能”。同时《意见》也提出了如健全统一电力市场体系的交易机制、加强电力统筹规划和科学监管等顶层配套机制的原则意见。

为了适应未来以新能源为主体的新型电力系统，《意见》强调应构建适应新型电力系统的市场机制，以更好地进行新能源电力消纳，提出“提升电力市场对高比例新能源的适应性、因地制宜建立发电容量成本回收机制、探索开展绿色电力交易、健全分布式发电市场化交易机制”四项调整思路。

02《意见》指导下，对新能源投资的影响

1.多途径解决新能源项目的消纳问题、逐步调整消纳模式

目前我国能源资源禀赋与需求呈逆向分布，即我国新能源发电大部分集中在三北地区，三北地区新能源占比高、消纳难;而经济发展较好、消纳能力较强的中东南部沿海地区，风光电资源优势不如三北地区，同时适宜进行新能源电站开发的低成本未利用地少，新能源电站装机量低于三北地区。

近年来，为解决三北地区消纳问题，跨省消纳已不是新兴举措，且累积了一定的实践经验。根据《意见》指导，在既有的跨省电力交易的基础上，全国统一电力市场体系的形成及建立、跨省跨区市场的开放合作，以统一基本规则和技术标准为依托，通过对跨省跨区输电通道的充分利用，将进一步扩大可以对新能源电力进行市场化消纳的终端市场，短期内将有效促进解决新能源电站的电力消纳问题。

此外，随着电力市场体系的建立以及电力市场改革的逐步深化，新能源的电力消纳较大可能将改变现有的电网企业全额保障性收购的模式，被市场化交易替代，从而对投资方的收益测算逻辑产生较大改变。

2.在市场化交易的大趋势下，配置储能势在必行

以风光资源为主的新能源电站具有出力随机性，逆调峰特性。在双碳目标下，新能源电站装机量不断增长。为了保障电力系统安全稳定运行，近几年多有“新能源+储能”项目落地，开发企业大多需要在售电收益不变的情况下，额外投资储能系统，拉高项目成本，此类项目大多仍是以配备储能系统获取开发指标的被动发展储能。

在未来形成市场化的电价定价方式、成熟电力市场体系后，相较于目前依赖于向电网以固定电价售电，市场化交易更能激发企业自发在电站侧安装站内储能系统，主动发展储能。在不配备储能、但以市场需求决定电价的情景下，以光伏电站为例，在光照强的时段同一区域光伏电站大量发电，如以市场供需为导向定价，将导致在同一时段光伏电站大量供电，电价走低。如果新能源电站建设站内储能系统，可以充分参与电力市场交易，电力供需不平衡将不断创造高电价机会，在电力供需形势紧张情况下，以相对较高的市场价格售电可以有效提高电站发电收益。

《意见》提出“鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设”，并以在2025年实现有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成为目标。在明确的时间目标下，新能源电站主动配备储能将成为大势，同时也将为储能产业带来新的发展机遇。