1月21日，指导意见正式出台，明确了今后一个时期电力市场建设的目标和重点任务，为我国电力行业开启新局面、推进全国统一电力市场建设提供了根本遵循。

       一、全国统一电力市场应势而生、意义深远

       （一）建设全国统一电力市场是形成电力行业运行新模式的关键节点

       在中发9号文指引下，我国发用电计划逐渐放开，市场化电量比重大幅提升，电力资源配置方式逐步由计划向市场模式转变，电力行业运行边界和基础条件不断发生变化。近期国家发改委又相继印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》和《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》，要求燃煤发电电量原则上全部进入市场、有序推动工商业用户全部进入市场，进一步推进了电力市场化改革。

       电力市场在“计划”、“市场”此消彼长的演进过程中，市场空间逐渐扩大，市场主体更加多元，传统电力行业运行模式已难以满足日益增长的市场需求，亟需理顺电力市场关键边界，充分发挥市场机制在优化电力资源配置和促进上下游产业协同发展中的作用，提高电力行业运行效率，助力碳达峰、碳中和目标实现。

       指导意见立足于当前我国计划与市场并存的时期，鼓励培育多元竞争的市场主体，提出分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接，有助于形成电力行业运行新模式。

       （二）建设全国统一电力市场是构建新型电力系统和实现双碳目标的重要抓手

       在落实“双碳”目标和构建新型电力系统中，新能源逐步成为系统电量供应主体，系统不确定性大大增加，电力系统运行特性显著变化、电力电量平衡更加复杂。为充分消纳清洁能源发电量，必须依托大电网、构建大市场，加快建立适应新型电力系统运行特点的市场机制，统筹利用全网调节资源、深度挖掘消纳空间，为实现清洁能源高效利用提供制度保障。

       另一方面，在新型电力系统下电力商品低边际成本、高系统成本的变化趋势下，电力商品的电能量属性难以全面反映其真实价值，需要设计体现安全稳定价值、容量价值、环境价值等不同属性的交易品种，通过辅助服务市场、容量成本回收机制等补偿灵活调节资源收入，激发市场主体活力。

       指导意见针对构建新型电力系统的市场机制单独设置了章节，内容涉及高比例新能源参与市场、容量成本回收、绿电交易、分布式发电市场化交易等关键机制，有利于提升电力系统稳定性和灵活调节能力，推动形成新型电力系统。

       （三）建设全国统一电力市场是构建新发展格局、建设高标准市场体系的重大助力

       2020年5月以来，习近平总书记多次就构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局作出部署。建设高标准市场体系是加快完善社会主义市场经济体制、服务新发展格局构建的重要内容。党的十九届四中全会提出“建设高标准市场体系”；十九届五中全会要求“形成强大国内市场”、“构建高水平社会主义市场经济体制”；近期，中办、国办印发《建设高标准市场体系行动方案》，明确了我国高标准市场体系建设的行动纲领。电力市场建设应服务于国家发展战略，落实国家重大决策部署，加快构建全国统一开放、竞争有序的电力商品和要素市场体系，探索符合我国国情、具有可操作性的中国特色市场建设发展道路。

       指导意见全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，遵循电力运行规律和市场经济规律，提出健全多层次统一电力市场体系，统一交易规则和技术标准，完善统一电力市场体系功能，科学合理设计市场模式和路径，助推电力资源在全国更大范围内有序配置与流动，为构建经济发展新格局保驾护航。

       二、全国统一电力市场建设重在落地实施、细化规则

       指导意见从指引层面对全国统一电力市场体系建设提出各项要求，市场有效落地、加快见效，需要尽快制定各类具体规则。在意见落地过程中建议突出“协”、“进”、“新”三个字。

       （一）“协”——电力市场是一个复杂的系统工程，需要各方面协同推动

       市场机制与配套政策协同推动。有效市场和有为政府共同发力，例如加强电力市场建设与优发优购制度、可再生能源法、消纳责任权重、安全保供支撑电源等相关政策的统筹协调，推动新能源参与市场，明确新能源市场地位及应承担的责任等。通过建立大宗商品储备制度、实施电煤临时价格管制等方式进一步促进煤炭增产保供，推动煤炭与电力的协同发展。

       各类市场主体协同推动。随着新能源装机快速增长，常规电源将逐步从目前的装机和电量主体，演变为调节性和保障性电源。煤机收益由电量电价为主，向“电量电价+容量电价+调节电价”模式转变。在电源结构调整过程中，为保障电力供应，可通过市场化方式将部分退役机组转为应急调峰电源，实现新能源对煤电的平稳替代。此外，未来随着新能源装机进一步提升，系统将面临调峰、调频、转动惯量支撑能力不足风险，需建立合理的市场机制，在发电侧，激励火电灵活性改造、抽水蓄能电站建设；在需求侧，激发和释放微网、储能、分布式电源等分散调节资源，引导发用双向互动，提升系统安全稳定运行水平，促进新能源消纳。

       电力市场与碳市场、一次能源市场协同推动。在全国统一的能源、气候治理、环境框架体系下，统筹电力市场、碳市场、一次能源市场协同发展，形成目标清晰、路径明确的顶层设计和发展时间表、路线图。尤其在价格方面，建立健全一次能源价格、碳交易价格和电力市场价格的联动机制。

       （二）“进”——能源电力行业处于转型期，需要稳中求进、结合实际推进

       中央经济工作会明确提出2022年经济工作 “坚持稳中求进工作总基调”，为我国电力市场化建设提供了方法论和根本遵循。电力市场化改革逐步进入深水区，面临新形势下的机遇与挑战，稳电力供应、稳电力价格是必然要求，稳妥有序推进电力市场建设是必由之路。

       实操方面，结合实际推进，各类交易机制可试点先行。我国能源供需逆向分布的特点，决定了必须引导电力资源在更大的范围实现共享互济和优化配置。各省由于经济发展水平存在较大差异，可因地制宜、多方探索，根据不同省份的市场基础条件、电源结构、网架结构、电力电量平衡格局等具体情况合理设计电力市场模式，制定市场规则。各类市场交易机制建设可采用试点先行渐进式改革思路，边试边改，确保少走弯路。

       底线方面，以保障电力供应为前提。电力市场建设要在尊重省为实体的格局基础上，充分发挥省间交易的保供支撑作用，健全市场应急处置和紧急干预机制，确保全国与各个省的电力电量平衡。同时，进一步丰富市场交易体系，研究建立发电容量充裕度保障机制、健全辅助服务市场，充分发挥源网荷储各环节资源作用保障系统平衡与安全可靠供应。

       风险方面，确保电价在合理区间波动。由于我国各省能源资源禀赋、经济发展水平不同，形成了东西部、南北方经济差异化发展模式和不平衡格局，对电价水平的承受能力差异较大。电力市场建设初期，要通过合理的市场机制设计，确保电价在合理范围内波动，保障电力市场建设平稳起步。

       （三）“新”——构建新型电力系统，市场规则要有新突破

       为适应新型电力系统，电力市场建设需要持续创新，满足新兴市场主体的交易和互动需求，促进集中式和分布式新能源充分消纳，激励低碳负碳等技术创新、激励商业模式创新。

       市场要有利于激发新业态新模式。“大物云移智链”等数字技术发展，使得“源网荷储”双向互动、需求侧智能控制成为可能，极大地促进了分布式能源并网消纳技术、需求响应技术、储能技术、电动汽车等发展。聚合赋能“源网荷储”全要素各类分散、沉睡、可调资源，通过参与带曲线中长期交易、现货市场和辅助服务市场，可为运营商、分散资源等新兴市场主体提供开放共享生态，催生虚拟电厂、微电网、综合能源系统等新模式新业态，丰富市场主体构成，提升市场活力。

       市场要有利于激励技术创新。应用区块链、5G、物联网等数字化新技术提高电力交易的精准、有效。同时，将碳要素纳入电力交易的准入、出清、结算等各个环节，充分激励低碳、零碳以及负碳技术的开发和应用。

       市场要有利于引导用户新消费方式。通过拉大峰谷价差、推动绿电交易等引导用户节能降碳。同时逐步健全零售市场，通过鼓励综合能源等新的商业模式，引领用户能源消费新理念。