电力“软联通”解决了哪些关键问题？

目前，我国跨省输电能力超3.4亿千瓦，电力“硬连接”已然就绪。近期，电力市场“1+6”基础规则体系的初步建成，让电力“软联通”也得以实现。

北京电力交易中心副总经理李竹在接受中能传媒记者专访时强调，这套规则的核心价值在于让各省市场从“说方言”转向“讲普通话”，为破解新能源消纳、打破省间壁垒、激发市场活力提供了“答案”。

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从“地方探索”到“全国统一”，基础规则体系的建立对落实“双碳”目标和新型电力系统构建有何关键支撑?

李竹：未来，“1+6”基础规则体系将在时间层面推动电力市场持续向“一长一短”两方面延伸、在空间层面推动电力市场覆盖“一大一小”两类市场。

在时间层面，“一长”是指交易合约将向多年、年度等更长周期延伸，《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》明确鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议，通过更长周期的市场化交易稳定市场电能供需和价格预期，规避市场价格波动风险。“一短”是指交易间隔将向更短周期延伸，《电力中长期交易基本规则》明确鼓励中长期市场连续开市，缩短交易周期、提升交易频次，更好响应市场经营主体的交易需求。同时，随着电力现货市场、辅助服务市场基本规则的出台，将加快形成反映短期电力时空价值和供需关系的价格信号，更好适应新能源的波动性和随机性，为新能源消纳和电力系统安全提供有力支撑。

在空间层面，“一大”是指依托大电网、构建大市场，进一步推动全国统一电力市场的建设完善。规则体系明确推动跨电网经营区常态化交易，促进电力市场互联互通，促进电力资源大范围优化配置。“一小”是指要服务微电网、分布式发展，向局部微市场延伸。当前，储能、微电网、虚拟电厂等新型经营主体的快速发展，局部微市场将成为电力市场的重要组成部分。《电力市场注册基本规则》中，特地明确了新型经营主体(含新型储能企业、虚拟电厂、智能微电网等)相关注册资质，为推动新型经营主体参与电力市场化交易奠定了重要基础。

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在各地电力市场建设实践探索多年后，为何在当下这个时间节点，建立这套全国统一的基础规则体系显得尤为重要和迫切?它回应了哪些深层次的改革诉求和发展瓶颈?

李竹：建设全国统一电力市场，最关键的两点是推动电力基础设施的“硬连接”和制度规则的“软联通”。“硬连接”方面，就是要加强电网互联，使得风光资源可以在全国范围内自由调配、畅通无阻，目前我国跨省区输电能力已经超过3.4亿千瓦，相当于2个德国的新能源装机规模。“软联通”的核心，是要让各省的市场从说“方言”到说“普通话”，资源配置不存在各类壁垒，经营主体可以最大程度“货比三家”、有效竞争，全国统一的基础规则体系就是“软联通”的核心和基石。

新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设经历了由地方积极探索到全国统一推进的多个发展阶段，客观上也造成了各市场间在市场模式、交易时序、组织模式、结算方式，甚至市场术语等方面都存在差异。此次国家发展改革委、国家能源局历时多年建成的“1+6”市场基础规则体系，以电力市场运行基本规则为基础，覆盖中长期、现货、辅助服务等主要交易品种;贯穿市场注册、计量结算、信息披露等关键市场环节，既为全国统一电力市场向纵深发展夯实基础，也为各地市场更好融入全国市场提供制度支撑。

一是衔接“断点”，实现各交易品种统筹衔接。基础规则体系针对我国电力市场建设初期，中长期、现货、辅助服务等市场结合自身特点单独设计、整体协调不足的问题，在各市场基本规则编制中进行统筹考虑，对交易时序、交易组织、交易结算等方面开展一体化设计，有效保证了中长期市场从多年、年度、月度、月内交易，到现货市场日前、实时交易，再到辅助服务市场分钟级交易的全链条贯通与多周期协同。

二是疏通“堵点”，促进市场更加公平开放。咱们国家电力市场建设初期，各省试点推进市场建设，取得了不少成绩。但时间一长，问题也来了。各地资源条件、电网结构、市场基础都不一样，导致规则也是“五花八门”。怎么注册成为经营主体?交易品种有哪些?价格怎么定?省和省之间差别不小。各省的资源很难在一个更广阔的、公平的平台上竞争和优化配置，省间市场和省内市场也容易“各干各的”，很难协同发展。这套基础规则体系，就是要解决这个核心矛盾!它明确了统一市场的架构，说清楚了省间市场、省内市场各自该干什么、空间在哪、时间怎么安排，为深化全国统一市场打下最坚实的基础。

三是突破“难点”，让经营主体参与交易更省心。基础规则体系针对广大经营主体普遍关心的注册登记、计量结算、信息发布等参与市场的难点、痛点问题，做出了统一规定，经营主体在不同省参与交易将更加标准化，“看不懂”“参与难”的问题将逐步得到解决。“一地注册、多地共享”等机制的落实，将使得经营主体不需要再反复进行注册，一次注册，即可通行全国。

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在中长期交易、现货市场、辅助服务三大主干规则中，如何平衡“电力安全保供”与“市场化价格发现”的关系?

李竹：保障电力安全可靠供应是建设全国统一电力市场的基本前提，通过市场化方式发现电力商品价格是深化电力体制改革的主要目标。在能源转型背景下，电力市场对于“电的价值”较以往呈现出更加多元的特征，除了传统的电能量价格，服务系统安全稳定运行的调节价值，保障系统容量充裕性的容量价值，体现新能源绿色属性的环境价值等都从不同维度还原了电力的商品属性。如何厘清如此复杂的电价成分，就需要在市场规则中设计不同类型的交易品种，如中长期、现货、辅助服务交易等，并从市场范围、交易组织时序、市场限价等方面做好各交易品种间统筹衔接，确保各类型交易既能协同有序保障电力安全，又能各司其职反映不同维度的电力价值。

中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期等方面发挥基础作用。对于发电企业而言，通过签订相对较长时间周期的电力中长期合同，锁定未来较长时间周期(一般可覆盖一年及以上)的发电预期，可据此采购上游煤炭等生产资料，安排电力生产运行计划，有效保障电力供应。对于电力用户而言，特别是大型重点用能企业，通过签订长周期的电力中长期合同，锁定电力供应成本，便于合理安排企业生产经营。同时，中长期市场价格主要反映电力长周期价格水平，在严格遵守全国统一价格政策基础上，由市场经营主体通过市场化交易形成，既能够保障发电企业生产经营的合理收益，也能防止电价大幅波动给用户造成影响。

现货市场主要通过反映电能短期供需关系，发现电力实时价格。现货市场中(一般为日前或实时)，由发用双方自主报价或发电企业单边报价，形成每个时段(15分钟至1小时)的电力价格。电力现货市场价格信号能够动态反映市场实时供需形势及一次能源价格变化趋势，有效激励火电、燃气机组顶峰发电，电力用户移峰填谷。

除中长期和现货市场外，电力系统的生产运行，尤其是新型电力系统下，还需相关经营主体提供调频、备用、快速爬坡等辅助服务，以保障电力系统的安全稳定。辅助服务市场按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，充分调动发用双侧各类灵活性资源主动参与系统调节的积极性，经营主体通过市场化机制提供辅助服务，并基于市场规则获取相应收益。同时，为保障系统长期容量充裕度，将持续建立完善容量市场机制，对各类电源能够支撑系统稳定运行的可靠容量给予合理补偿或形成市场价格，合理引导抽水蓄能、火电等调节性电源投资建设，保障新型电力系统安全稳定运行。

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