建设全国统一大市场是构建新发展格局的重要支撑。《中共中央国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》提出，健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。接受中国经济时报记者采访的专家认为，这将有助于电力在市场上自由交易，在更大范围内共享互济，不断优化电力资源配置。
让电力资源在更大范围内共享互济
自2015年新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步有序推进，取得了显著成效。同时，接受中国经济时报记者采访的专家认为，电力市场还存在机制不健全、规则不统一、跨省跨区交易市场壁垒等问题，与中央提出的加快形成“统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”要求相比，尚有一定的差距。
中国国际工程咨询有限公司高级工程师张建红在接受中国经济时报记者采访时认为，健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心，有利于进一步规范统一的市场基本交易规则、降低市场主体制度性交易成本、打破省间壁垒，让电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活性，提升新能源消纳能力。
中国社会科学院数量经济与技术经济研究所能源安全与新能源研究室主任刘强在接受中国经济时报记者采访时认为，未来，健全多层次统一电力市场体系肯定是好事。但是，是在原来的区域电网、省级电网基础上逐步扩大成全国市场，还是新建一个全国电力交易市场，目前还不确定。未来，建设全国性的电力交易体系，或者在区域市场基础上制定全国通行的统一规则，让电力可以在市场上自由交易，都有助于形成统一的电力市场体系。
目前，全国共成立了北京、广州南北两大区域性电力交易中心，以及33个省级电力交易中心。张建红认为，未来建立全国电力交易中心，将推动电力资源在更大市场范围内流通配置，进一步探索不同层次电力市场的融合发展路径。
“未来，在提升电力市场对高比例新能源的适应性目标下，依靠市场的灵活调节能力推进新能源消纳，比依靠政府补贴更加低成本、高效率，可以推动整个电力体系实现可持续发展。未来，现货市场将与中长期市场互为补充，实现融合发展，同时随着补贴逐步退坡，新能源步入‘平价’时代，绿电交易将迎来快速发展。”张建红说。
须打破市场壁垒和降低交易成本
“组建全国电力交易中心的主要难点是：打破跨省跨区交易壁垒难度很大；电力交易成本居高不下，交易规模小，活跃度不够；亟待培育更多元的市场竞争主体。”张建红说。
中电联发布的2022年1-2月份全国电力市场交易情况显示，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量9292亿千瓦时，省间交易电量(中长期和现货)合计为1498.9亿千瓦时，占比仅16.1%。
“跨省跨区交易在技术层面并不存在太大问题。目前，大多数的跨省跨区交易都是以保证省内电力电量平衡为前提的，省内须首先考虑自身用电的安全性、经济性，所以在进行省间交易时各省区市不太积极。目前，存在的交易壁垒主要有‘条(电网)块(地方)分割’‘条块博弈’‘块块竞争’‘央地博弈’。”张建红说。
张建红认为，全国统一大市场需要全国范围内的交易，交易规模与活跃性取决于交易成本。跨省跨区输电价格以及各省区市配电价格总体依然偏高，同时电网辅业附加给上下游的服务成本偏高。虽然电网企业一方面主营业务微利，部分地区甚至亏损，另一方面还得承担保底保供责任以及“免费的”代购电业务，但是输配电以及相关不相关的服务成本仍有很大的下降空间。如果交易成本过高，市场就会冷清。
事实上，各地政府在积极对多元市场主体直接参与电力交易不断松绑。数据显示，截至2021年底，已陆续有安徽、山西、吉林、湖北、广西、山东等省份发布政策，全面放开工商业用户参与电力市场交易，按照市场价格购电。然而，中电联数据显示，1-2月份，省间电力直接交易为103.4亿千瓦时，仅占省间交易电量的7%左右。
“目前跨省跨区的电力交易主要还是以北京、广州两大电力交易中心为主，从今年开始工商业用户才刚刚进入到市场，但还有更多小微型用户、一些新兴的市场角色没有涌现出来。”张建红说。
张建红建议，组建和运行组建全国电力交易中心应该注意三个问题：一是发电企业、输出端地区、用电企业、输入端地区、电网输电及各省区市配电，牵涉到的主体众多。直接打通后，电力用户不用再支付“输入端配电价格+配电损耗”，“自建省际间专线”输电成本可能更低，可轻松实现共赢。应注意平衡好各方利益实现共赢。二是通过打破现有行政区划下各级政府的干预、进一步下降输配电价格、保持电力交易中心和调度中心的独立和中立、鼓励在微网框架下开展电力交易等方式加快降低电力交易成本。三是厘清各方责权利，加快将交易回归市场。
刘强建议，未来组建和运行全国电力交易中心可以对绿色电力交易有一定的倾斜，出台绿色电力消费占比、电价政策、补贴、舆论引导等鼓励性措施。同时，电网是非常关键的环节，电网的连通性、智能化、智慧化要有保障，然后才有可能推动形成鼓励绿电的全国统一的电力交易市场。
（文章来源：中国经济新闻网）