中國儲能網(wǎng)訊：八年風雨，闖關奪隘。從零星試點到全國基本全覆蓋，實踐驗證何為“無現(xiàn)貨、不市場”。
2015年，《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）拉開了新一輪電改的帷幕。2017年，《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕1453號）發(fā)布，選擇8個地區(qū)作為第一批試點省份，要求加快現(xiàn)貨市場建設工作。截至目前，全國共計25個電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，覆蓋30個省份和地區(qū)，除京津唐和西藏外，現(xiàn)貨市場實現(xiàn)全覆蓋，提前完成了國家發(fā)改委、國家能源局在2025年4月發(fā)布的《關于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2025〕394號）設定的“2025年底前基本實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋”這一目標。
普通商品可以靠庫存調(diào)節(jié)供需，但電不能大規(guī)模儲存，決定了電力系統(tǒng)必須“實時平衡、精準匹配”。而現(xiàn)貨市場“一手交錢、一手交貨”，通過短時競爭形成反映供需關系的價格信號，被業(yè)內(nèi)喻為“真實價格信號的唯一來源”。換言之，沒有現(xiàn)貨交易，市場機制就無法真實傳遞資源稀缺性。
在現(xiàn)貨市場基本實現(xiàn)“全覆蓋”的背景下全盤審視改革全局，深層次矛盾愈發(fā)突出。一方面，受非市場約束影響，價格發(fā)現(xiàn)“不精準”，難以真實反映電力供需格局與真實成本；另一方面，即便形成有效價格信號，也面臨“有效而不用”的傳導梗阻，疊加現(xiàn)貨與中長期市場、輔助服務市場等多領域銜接不暢，三大癥結交織構成改革深水區(qū)的“硬骨頭”，這些問題需在“十五五”期間系統(tǒng)性謀劃、逐一攻破。
“無現(xiàn)貨、不市場”的來時路
八年建設歷程，有涉灘之險、有爬坡之艱、有闖關之難，其間經(jīng)歷市場設計與運營實踐的反復打磨、發(fā)用兩側市場意識的艱難培育、“管住中間”這一關鍵環(huán)節(jié)的艱巨探索，深刻印證了現(xiàn)貨市場之于電力體制改革的核心地位。
大致而言，這一歷程可劃分為三個循序漸進的階段。初期（2017～2019年）屬于探索階段，以各省試點尋求局部突破；中期（2020～2022年）為深化階段，著力推動煤電入市；近期（2023年至今）聚焦“全國統(tǒng)一電力市場體系”建設，核心工作是推動新能源入市，強化市場間協(xié)同運作。
萬事開頭難。初期探索階段的核心難題是“如何邁出第一步”。1453號文發(fā)布后，業(yè)內(nèi)圍繞試點建設方向、路徑展開激烈爭論，試點推進滯后，多數(shù)地區(qū)未按計劃在2018年底前啟動試運行。為破解這一難題，2019年《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》（發(fā)改辦能源規(guī)〔2019〕828號）出臺，不僅規(guī)范了市場建設方案與市場主體范圍，還明確了跨省跨區(qū)交易、中長期交易、輔助服務市場與現(xiàn)貨市場的銜接協(xié)調(diào)機制，為試點工作提供了清晰指引，廣東、山西等試點先后進入長周期結算試運行。
中期建設階段可謂險象環(huán)生。2020年，山東在為期四天的試結算中產(chǎn)生近億元不平衡資金，引起廣泛關注。究其根本，這是計劃與市場“雙軌制”深層沖突的集中爆發(fā)，但當時不少聲音卻將問題歸咎于市場設計。雪上加霜的是，2021年左右，全國多地出現(xiàn)階段性缺電局面，電力供需緊張態(tài)勢凸顯。作為反映供需關系的風向標，電力現(xiàn)貨市場本應發(fā)揮引導作用，但部分地區(qū)因擔心價格大幅波動引發(fā)民生與工業(yè)成本壓力而不敢開市，建設進程舉步維艱。
南方電力調(diào)度控制中心技術專家梁彥杰表示，當時各方對電力現(xiàn)貨市場的誤解有二，一是將現(xiàn)貨市場簡單等同于降價工具，二是認為現(xiàn)貨市場無法保障電力供應。這兩大誤解曾嚴重制約了市場的推廣與深化。
第一個誤解是“現(xiàn)貨市場=降電價”。“在傳統(tǒng)計劃體制下，電能量價格固化于政府核定的目錄電價附近，市場普遍缺乏電價波動預期，而現(xiàn)貨市場的核心特性恰恰是價格隨日內(nèi)、月度、季節(jié)性短期供需變化顯著起伏，這徹底顛覆了固定電價的線性思維。廣東2020年8月首次全月結算試運行時，現(xiàn)貨出清價低至250元/兆瓦時，讓市場普遍形成‘現(xiàn)貨導致降價’的片面認知；2021年5月國內(nèi)煤炭價格大幅上漲，電力系統(tǒng)供需緊張，廣東第二次全月試結算價格大幅上漲，許多基于初次低價經(jīng)驗制定的交易策略遭遇顛覆性虧損。這一教訓表明，正確理解并接受價格雙向波動，是市場健康運行的首要認知前提?！绷簭┙鼙硎?。
第二個誤解是“現(xiàn)貨市場不能保供”。在2021年之前，各方多將現(xiàn)貨市場視為僅影響電費結算的財務工具，忽視了其通過價格信號平衡供需的核心價值。這一認知短板在2021年能源緊張周期中暴露無遺。當煤炭價格上漲時，多地現(xiàn)貨電價隨之抬升，電價上漲僅被視作用戶負擔的增加，導致多數(shù)地區(qū)因懼怕用戶漲價而不敢開市或暫停市場。
梁彥杰補充道：“當時，全國第一批現(xiàn)貨試點仍在探索過程中，山西利用價格信號有效激勵電源增產(chǎn)，切實保障了電力供應，顯著增強了其他省份推進現(xiàn)貨市場建設的信心。廣東2021年11月份開始進入連續(xù)結算試運行，運行期間，現(xiàn)貨價格最高觸及0.9元/千瓦時，達到當?shù)厝济夯鶞孰妰r的兩倍。這一強烈的價格信號對發(fā)電側行為產(chǎn)生了立竿見影的引導作用，全省非計劃停運機組容量從10月31日的約1000萬千瓦，以日均約50萬千瓦的速度快速恢復，至11月15日已降至150萬千瓦的低位。此后，廣東再未出現(xiàn)因電力供應問題導致的有序用電現(xiàn)象。至此，行業(yè)才真正認識到，現(xiàn)貨市場正是通過靈活的價格信號，精準引導市場主體行為，提升電力系統(tǒng)保供與消納能力。”
面對困局，2021年10月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1439號），建立了“能漲能跌”的市場化電價機制，明確推動燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，并有序推動工商業(yè)用戶全部進入市場，破解了雙軌制“堅冰”，一大批現(xiàn)貨試點相繼進入長周期結算試運行。
跨越多重挑戰(zhàn)后，電力現(xiàn)貨市場建設駛入“快車道”。中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部改革處處長孫健表示，電力市場規(guī)則體系架構為全面推進電力現(xiàn)貨奠定了基礎，2023年，國家發(fā)改委出臺《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》（2023年）及后續(xù)的注冊、信息披露、計量結算等“1+6”基礎規(guī)則體系，按照全國統(tǒng)一大市場建設的要求，為全國市場建設提供了統(tǒng)一的“語法”和“標尺”。規(guī)則的制定是復雜的系統(tǒng)工程，既要給出全國必須遵守的底線和框架，又要為各地差異化的電源結構、網(wǎng)架條件和改革進度留出空間，努力在全國統(tǒng)一性與地方適應性之間取得平衡。
此后，全國電力現(xiàn)貨市場建設形成燎原之勢，山西、山東、甘肅、蒙西、湖北等現(xiàn)貨試點轉入正式運行。隨著《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）發(fā)布，原則上新能源全部進入電力市場、上網(wǎng)電價全部通過市場交易形成，至此，發(fā)電側80%左右的裝機容量、接近80%的發(fā)電量以及用戶側80%左右的用電量進入市場。
八年來，電力現(xiàn)貨市場建設走過的每一步，都伴隨著對市場規(guī)律認識的深化，思想的解放與共識的凝聚尤為重要。
孫健表示，市場改革的核心驅動力主要體現(xiàn)在兩個方面，一是構建新型電力系統(tǒng)的內(nèi)在需求和必然要求。傳統(tǒng)計劃模式已無法高效統(tǒng)籌源網(wǎng)荷儲多元資源，現(xiàn)貨市場能夠提供分時分區(qū)價格信號，有效激勵靈活性資源投資、引導負荷側互動，這是實現(xiàn)“雙碳”目標的制度性路徑。二是來自發(fā)用電主體提升整體經(jīng)濟效率的外部訴求。通過大范圍的市場化交易，打破省間壁壘，讓富余的清潔電力在全國范圍內(nèi)優(yōu)化配置，增加社會總福利，讓發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)公司、用戶、售電公司等各方充分參與市場的建設過程，就關鍵規(guī)則達成共識。
“信號失真、應用脫節(jié)”的新局當破
當前電力現(xiàn)貨市場面臨價格信號“發(fā)現(xiàn)失真”與“有效信號閑置”的雙重挑戰(zhàn)。
一方面，出清價格未能真實反映電能量的時空成本與供需關系，這是多重因素交織作用的結果。
孫健指出，當前現(xiàn)貨價格信號在時間維度上已初步顯現(xiàn)其靈敏度，能夠反映日內(nèi)的峰谷變化，但在空間維度和資源價值維度上，仍需進行探討和優(yōu)化。比如當前經(jīng)濟安全責任范圍和電力市場范圍不一致，客觀上會導致一些地方出于保供穩(wěn)價、保護本地企業(yè)等考慮，設置省間壁壘、干預結算價格等，對價格信號造成了一些影響，未來還需要探索進而真實反映跨區(qū)域的供需關系和阻塞成本的價格信號。
業(yè)內(nèi)人士趙林（化名）表示贊同，他認為，目前實時價格的空間信號體現(xiàn)不足。一是部分省份采用全省統(tǒng)一價或有限的幾個區(qū)域價，無法反映系統(tǒng)阻塞情況。二是時間顆粒度不足，在新能源持續(xù)增長的現(xiàn)狀下，15分鐘出清已無法滿足調(diào)節(jié)需求，系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本巨大。三是跨省跨區(qū)交易尚未廣泛引入經(jīng)營主體參與，限制了跨省跨區(qū)電力資源優(yōu)化。
同時，計劃與市場“雙軌制”并行，導致價格信號發(fā)現(xiàn)機制更為復雜。
清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院電力市場研究所常務副所長蔡元紀告訴記者，目前仍有很多因素在場外干預和影響價格信號，比如，財政補貼等保守性的收益保障結算機制、中長期合約鎖定過高比例、用戶側價格傳導受限、不合理交易規(guī)則導致極端市場競爭等。
“計劃和市場電量的關系還需不斷協(xié)調(diào)，盡管新能源已全面入市，但西電東送的框架協(xié)議，以及部分省份的優(yōu)先發(fā)電計劃（特別是水電、核電等）仍占相當比例。這部分電量不參與市場定價，其戰(zhàn)略價值和基礎保障價值并未在現(xiàn)貨價格中體現(xiàn)，這部分電量未來入市需要優(yōu)先做好價值細分?！睂O健說。
另一方面，即便發(fā)現(xiàn)了有效的價格信號，價格作為決策“指揮棒”的作用常被擱置，導致市場發(fā)現(xiàn)的價格與系統(tǒng)實際運行“兩張皮”。
2026年全國能源工作會議將“高質量高標準編制實施‘十五五’能源規(guī)劃”列為年度首要任務。具體到電力規(guī)劃，當前電力規(guī)劃與工業(yè)規(guī)劃仍以傳統(tǒng)物理指標與行政主導模式為主，缺乏將價格信號轉化為規(guī)劃依據(jù)的有效機制。趙林表示，以蒙西地區(qū)為例，其通過差異化價格引導電源向東部高價區(qū)集聚、高耗能用戶向西部低價區(qū)轉移，但實踐中規(guī)劃未響應價格信號，最終導致價差從合理分化演變?yōu)閲乐厥Ш?。部分觀點提出取消分區(qū)定價機制，但這本質上是“損不足而補有余”，與改革方向背道而馳。
跨區(qū)交易尤為突出。即便不同省份現(xiàn)貨市場已形成顯著價差，輸電通道的資源配置仍未實現(xiàn)市場化靈活調(diào)整。由于當前政策不允許發(fā)電主體作為買方參與省間市場交易，部分時段出現(xiàn)電力資源從高價區(qū)向低價區(qū)逆向流動的非理性現(xiàn)象，價格信號引導跨區(qū)域資源優(yōu)化配置的核心功能被嚴重制約。
在保供領域亦然。在電力供應緊張場景下，相關部門仍傾向于依賴行政指令保障供電穩(wěn)定，忽視了現(xiàn)貨市場的平衡調(diào)節(jié)功能。電力現(xiàn)貨市場的核心定位之一是通過價格波動引導供需實時匹配，實現(xiàn)系統(tǒng)平衡，因此在現(xiàn)貨市場正常運行的區(qū)域，無需額外設置功能重疊的調(diào)峰市場。行政指令多以供電配額分配為主，未考慮不同用戶的價格彈性與用電優(yōu)先級，既無法激勵用戶側削峰填谷，也難以引導發(fā)電側靈活調(diào)整出力，進一步加劇供需失衡。
“銜接不暢、有待協(xié)同”的沉疴未除
現(xiàn)貨市場是電力市場體系的核心，既對中長期市場、輔助服務市場、容量補償機制及跨省跨區(qū)交易產(chǎn)生基礎性影響，其核心價值的發(fā)揮也離不開各市場間的協(xié)同聯(lián)動。
業(yè)內(nèi)將現(xiàn)貨市場比作“所有市場機制的基礎底座”并不為過。電力現(xiàn)貨市場交易電量和平衡商品，形成了分時電量價格曲線，分時電量曲線為調(diào)節(jié)商品提供了調(diào)用的“基線”，分時電量價格曲線為預留的調(diào)節(jié)容量衡量機會成本提供了“基準”。電力輔助服務市場和容量市場以電力現(xiàn)貨市場為基礎，實現(xiàn)電力商品價值。
輔助服務市場方面，蔡元紀認為，應推動現(xiàn)貨市場和（部分）輔助服務市場的聯(lián)合出清。因為電能量與輔助服務在物理上不可分割，在運行中高度耦合，若分開決策，會導致資源錯配，無法準確體現(xiàn)輔助服務真實成本。
在電力市場專家王利兵看來，當前，現(xiàn)貨市場和容量補償機制之間需要加強銜接。隨著現(xiàn)貨市場中新能源發(fā)電量占比提升、現(xiàn)貨電價走低，在報價和出清階段嚴格限價情況下，僅憑現(xiàn)貨市場，火電機組無法獲取足夠的收入來回收固定成本和變動成本，對這些機組產(chǎn)生擠出效應，不利于電力系統(tǒng)長期安全穩(wěn)定運行。現(xiàn)有容量保障機制以煤電為主，部分省份對儲能探索實施了短周期的容量補償機制，但容量電價以政府直接定價為主，補償價格市場化水平較低，在容量資源分類復雜、固定成本變化快的情況下，其科學性和合理性難以界定，要么過補、要么欠補，與未來充分競爭的電力市場環(huán)境的適應性不足，需要做好現(xiàn)貨市場限價、市場結算、發(fā)電成本調(diào)查等與容量補償機制的銜接。
現(xiàn)貨與中長期市場的銜接問題，已成為行業(yè)內(nèi)外爭論的關鍵焦點，或直接影響市場整體運行效能。
一是價格上下限設置不合理。當前，中長期市場的價格下限設置過高，導致價格信號嚴重失真。以廣東為例，其電力中長期市場價格下限為372元/兆瓦時，較現(xiàn)貨市場均價高出約0.04~0.05元/千瓦時。這一剛性約束使得中長期交易實質上淪為“按價格下限成交”的固化模式，市場競爭無法推動價格向合理區(qū)間回歸。
二是關于中長期的簽約比例。趙林認為，當前部分地區(qū)中長期合約簽約比例高達80%～90%，甚至接近100%，這種強制性、高比例簽約模式進一步放大了風險敞口。中長期合約的“壓艙石”作用應建立在“有效對沖風險”之上，而非單純追求簽約規(guī)模。以電廠為例，若其煤炭長協(xié)覆蓋率僅為50%，卻被要求簽訂80%的電力中長期合約，那么超簽的30%合約需依賴現(xiàn)貨煤采購來對沖成本，一旦未來煤炭價格上漲，電廠將面臨成本倒掛風險。
三是關于中長期和現(xiàn)貨市場的功能。與國外從現(xiàn)貨起步不同，我國改革從中長期交易切入，其價格脫胎于計劃時代的“煤電標桿電價”。為平穩(wěn)過渡，改革初期形成了“高比例中長期穩(wěn)價、少量現(xiàn)貨調(diào)節(jié)偏差”的格局。這使得中長期市場實質上扮演了保障性“實物合同”的角色，而現(xiàn)貨市場則被矮化為僅反映短期變動成本的“偏差調(diào)節(jié)器”。隨著“雙碳”目標推進，煤電利用小時數(shù)銳減，新能源占比激增，這一模式的邏輯基礎已經(jīng)動搖。中長期合同的“實物電量”大幅縮水，卻仍背負著回收固定成本的沉重任務；而現(xiàn)貨市場則失去了反映真實稀缺性與容量價值的功能。這種功能錯位導致了一系列扭曲，在供大于求時，出現(xiàn)中長期價格反常高于現(xiàn)貨價格的“價格倒掛”；發(fā)電企業(yè)為保障基本收益“被迫”采取非競爭性策略，對此施加的嚴格價格管控，又與市場化改革方向產(chǎn)生張力。
孫健告訴記者，現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)短期價格信號，中長期市場基于年、月尺度發(fā)現(xiàn)長周期的價格信號，兩者考慮的供需要素基礎和最終價格均不一致，但在市場主體的自由持倉選擇下，會趨于收斂，因此以往中長期價格中隱性承擔的固定成本回收、各類調(diào)節(jié)費用等逐步顯性化，急需同步推進輔助服務、容量等機制發(fā)揮更充分的作用。需要同步推進各類配套機制，探索更靈活的中長期交易品種（如多年期購電協(xié)議PPA、更短周期的滾動交易），使中長期合同真正發(fā)揮風險管理和穩(wěn)定預期的作用。
零售市場與批發(fā)市場的有效銜接方面，梁彥杰表示，無論批發(fā)側的中長期與現(xiàn)貨交易如何發(fā)展，電力的最終價值必須通過零售市場傳導至用戶。隨著新型電力系統(tǒng)的建設，全國現(xiàn)貨批發(fā)價格均出現(xiàn)下降。當前的核心矛盾是，終端銷售電價無法靈敏跟隨批發(fā)市場價格波動。國內(nèi)成品油零售價格每兩個星期都會跟隨國際油價指數(shù)浮動一次。相比之下，電力零售市場的價格形成機制卻更為僵化。例如，零售合約中允許與現(xiàn)貨價格聯(lián)動的比例常被限制在較低水平，用戶多數(shù)情況下只能選擇固定價格或與中長期均價掛鉤。這使得零售用戶無法直接響應系統(tǒng)實時供需：既難以在新能源大發(fā)、消納困難時期享受低價紅利，也無法在供應緊張時通過減少用電規(guī)避高峰成本。目前各地仍然在批發(fā)價格有效向零售市場傳導的目標上開展積極的探索。
推動省內(nèi)市場與省間市場的協(xié)同發(fā)展，是打破壁壘的必然路徑。王利兵指出，一是多級市場體系協(xié)同機制有待完善?，F(xiàn)行省間、省內(nèi)兩級市場機制下，省間購售雙方并不完全承擔省內(nèi)市場的價格責任，造成了不平衡資金。省間現(xiàn)貨市場還未實現(xiàn)發(fā)電企業(yè)與售電公司、電力用戶直接“面對面”交易，跨省交易多為“余量調(diào)劑”，需要構建跨省跨區(qū)市場與省級市場高效協(xié)同運行機制。二是省間市場壁壘未完全破除?，F(xiàn)貨市場“省為實體”的建設模式，導致各省在交易規(guī)則、交易品種、價格形成、結算機制等方面存在一定差異。部分地方政府出于本地經(jīng)濟、財政、就業(yè)等考慮，通過行政或技術手段對外來電設定隱性門檻，限制了跨省資源流動。
監(jiān)管方面，王利兵認為，當前，電力市場交易復雜度增加，對監(jiān)管的專業(yè)性、實時性和精準性提出了更高要求，需要不斷完善電力市場監(jiān)管方式，提高信息披露服務水平，謹防電力市場監(jiān)管的“缺”和“濫”。
“多層協(xié)同、要素流通”的體系重塑
站在新起點，電力現(xiàn)貨市場建設需聚焦系統(tǒng)深化。
首先是解放思想。趙林表示，要清醒認識試點經(jīng)驗的局限性，早期試點方案是特定資源稟賦、電網(wǎng)結構與政策環(huán)境下的妥協(xié)產(chǎn)物，臨時性安排旨在破解初期改革阻力，并非普適標準。后續(xù)推廣中部分地區(qū)將過渡性機制固化為長期規(guī)則，導致“妥協(xié)機制”脫離實際，引發(fā)價格失真、資源配置低效等問題。建議建立試點經(jīng)驗分類評估機制，明確過渡性機制適用期限與退出路徑，構建動態(tài)迭代體系，定期根據(jù)市場運行效果、技術進步與政策導向優(yōu)化規(guī)則。
孫健表示，一是按照建設統(tǒng)一大市場的要求，進一步促進要素大范圍流通，優(yōu)化配置。落實跨電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)常態(tài)化交易機制，擴大交易品種和規(guī)模，探索跨區(qū)輸電權交易，落實“西電東送”“北電南送”戰(zhàn)略，與市場高效銜接。二是建議平穩(wěn)推動其余省份現(xiàn)貨市場從試運行平穩(wěn)轉入正式運行，進一步優(yōu)化中長期與現(xiàn)貨的銜接機制，可更多采取現(xiàn)貨差價結算方式，并研究推出電力金融衍生品（如差價合約、期貨），為市場主體提供更豐富的風險管理工具。三是建議加快補齊零售市場、虛擬電廠、負荷聚合商等新業(yè)態(tài)的市場規(guī)則短板。從單一的電能量市場，走向電能量、輔助服務、容量、綠色環(huán)境價值等多市場協(xié)同的“組合拳”，從發(fā)電側單邊市場走向源網(wǎng)荷儲多元互動的“全要素市場”。
王利兵表示，下一階段主要任務是加快形成協(xié)同運行、功能完備的多層次電力市場，構建全國統(tǒng)一電力市場體系。建議在省級層面，電力現(xiàn)貨市場實現(xiàn)常態(tài)化運行，完善可靠性機組組合環(huán)節(jié)與日前市場有序銜接，完善用戶側參與現(xiàn)貨市場機制，動態(tài)優(yōu)化市場限價機制，全面取消發(fā)電和用電環(huán)節(jié)競爭限制，推動現(xiàn)貨市場與電力中長期、輔助服務市場融合發(fā)展。區(qū)域層面，根據(jù)各區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展水平、集中優(yōu)化調(diào)度等網(wǎng)情，探索省間市場與省級市場兩級耦合出清或兩級統(tǒng)一出清模式；推動各區(qū)域電網(wǎng)充分發(fā)揮余缺互濟和資源優(yōu)化配置作用，為省間、省內(nèi)市場交易品種提供有益補充。國家層面，逐步擴大跨省跨區(qū)市場化交易規(guī)模，推動省間現(xiàn)貨市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域現(xiàn)貨市場聯(lián)合運行；建立全國統(tǒng)一的市場標準體系框架，為全國統(tǒng)一電力市場提供制度化、技術化基礎支撐；將多個范圍大小各異的市場高效協(xié)同耦合運營，構建一套兼容并包的跨經(jīng)營區(qū)域全國統(tǒng)一電力市場體系。
蔡元紀建議，首先是在全國統(tǒng)一電力市場的框架下，強化省間和省內(nèi)市場的協(xié)同，推動省內(nèi)市場從連續(xù)結算試運行向正式運行穩(wěn)定轉變。其次是完善各種保障機制，比如容量充裕性機制、價格傳導機制，靈活運用差價合約等工具。再次是加強批零傳導，構建從批發(fā)到零售的信息傳導體系，構建以“價值共享”為核心的新型商業(yè)生態(tài)，促進新型主體發(fā)揮作用。
趙林認為，應加快出臺全國統(tǒng)一市場協(xié)同方案，不設層級隸屬關系，僅按資源配置場景劃分職責。建立全國一體化交易平臺與數(shù)據(jù)共享機制，統(tǒng)一交易技術標準與數(shù)據(jù)接口，實現(xiàn)不同范圍市場交易、調(diào)度、結算數(shù)據(jù)互聯(lián)互通。優(yōu)化省間交易與省內(nèi)市場銜接規(guī)則，明確阻塞成本分攤方式，避免“逆市場化”潮流與不平衡資金亂象，通過統(tǒng)一規(guī)則、規(guī)范時序、暢通數(shù)據(jù)，實現(xiàn)市場運行與物理電網(wǎng)約束的精準適配。同時，落實“西電東送”等重大國家能源戰(zhàn)略，需要革新傳統(tǒng)執(zhí)行思路，借鑒136號文“市場交易+場外機制”設計邏輯，實現(xiàn)戰(zhàn)略目標與市場機制分離并行。
