一、建设全国统一电力市场体系的要点
1.培育多元竞争的市场主体
9号文发布以来，国家加快推进电力交易体制改革，建立了多层级的电力市场：国家层面成立了北京和广州两个国家级电力交易中心，分别面向国家电网区域和南方电网区域，实现市场化跨省跨区交易；同时各省成立省级电力交易中心，主要开展省（区、市）内中长期交易、现货交易2。发电企业可通过电力市场进行电能量交易，与购电主体直接签订购售电协议，由电网企业保障执行3。在9号文发布后，直接参与电力市场交易的发电企业长久以来主要为煤电发电企业。
《指导意见》则进一步明确提出培育多元竞争的市场主体，作为完善电力市场机制的重要组成部分。在煤电发电电量原则上全部进入电力市场交易的基础上4，《指导意见》提出有序放开发用电计划，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。
从国家能源局发布的2021年全国电力工业统计数据来看，截止2021年12月底，全国发电装机容量2376.92GW之中，风电和太阳能发电的装机容量分别为328.48GW和306.56GW，占比分别为25.33%和23.64%；火电装机容量为1296.78GW，占全国发电装机容量的54.56%。从长期来看，在实现“双碳”目标的要求下，煤电将逐步从目前的装机和电量主力，转变为调节性和保障性电源。正是在这一背景之下，《指导意见》提出完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资；建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制。可以预见，未来会有越来越多的新能源发电主体直接参与电力市场交易。
2.建立统一的电力中长期、现货、辅助服务市场
《指导意见》提出要建立多层次统一的电力中长期、现货、辅助服务市场，这是《指导意见》的一大亮点。新一轮电改启动以来，多地已对电力中长期交易规则、现货交易规则以及辅助服务规则进行试点。国家层面陆续出台了《电力中长期交易基本规则》、《电力辅助服务管理办法》等法规。
根据9号文的配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》，电力市场建设在设计之初是由中长期市场和现货市场构成，辅助服务交易是长期市场和现货市场的一部分。中长期市场主要开展多年、年、季、月、周等日以上电能量交易和可中断负荷、调压等辅助服务交易；现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易和备用、调频等辅助服务交易5。2022年颁布的《指导意见》把辅助服务从中长期市场和现货市场中单独提出来，明确建立多层次统一的电力中长期、现货、辅助服务市场。
当前，我国进入电力市场交易的电量已占近一半。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）发布的数据6，2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量37787亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%，同比提高3.3个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为30405亿千瓦时，同比增长22.8%。
3.促进绿色电力发展的新型电力系统
2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和（“双碳目标”）是党中央、国务院审时度势，从国情出发作出的重大战略决策。电力系统作为实现双碳目标的重点领域，《指导意见》专章提出了构建适应高比例新能源的新型电力系统的市场机制，分别从新能源项目投资、绿色电力交易和保障方面提出了具体的举措。
在绿色电力的保障方面，《指导意见》明确鼓励因地制宜建立发电容量的成本回收机制，未来各个地区可根据实际情况建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。容量补偿机制和容量市场的探索和建立，对于确保电力系统安全稳定运行、煤电等传统电力企业多元化市场回报机制具有重要意义。
二、发电企业参与市场化交易可能遇到的问题
1.发电企业在市场环境下售电模式的变化
电力市场化改革之前，发电企业的售电价格取决于政府部门颁发的电价政策文件或批复，发电企业根据电价批复文件与电网公司签署《购售电合同》和《并网调度协议》，电站所发的电量取决于电网公司的调度，电网公司根据政府批复的电价购买电站所发电量。在电力市场化背景下，发电企业将进入电力交易市场售电。这对于发电企业的售电模式将带来以下影响：
（1）电价机制的变化。发电企业进入电力市场后，可以直接与电网企业、售电公司或电力用户等主体通过双边协商或者集中竞价等市场化方式确定售电的价格。发电企业所生产的电力，不再由政府部门对其进行定价，而是由市场根据供需情况决定价格，让电力回归商品属性，发电企业的收入也会根据所发电量的需求情况和售电价格决定。
（2）发电企业签署的合同结构的变化。过去发电企业直接与电网公司双方签署《购售电合同》和《并网调度协议》，其中《购售电合同》会就电网公司购买发电企业电量的电价、计量方式等做比较明确的规定。在市场化背景下，发电企业除了与电网公司签署前述两份协议，还需要与电力用户签署《电力交易合同》。以中长期交易为例，发电企业直接与电力用户或售电公司通过市场机制确定交易电量和价格后，需签署《电力中长期交易合同》8。同时发电企业生产的电量需要通过电网输送到用户，因此电网企业也是《电力中长期交易合同》的签署方。
（3）电力交易品种的多样化。电力市场化环境下，发电企业可以根据需要自行选择合适的交易方式和交易产品，比如通过双边协商、集中竞价、参与挂牌交易等方式，选择出售未来多年、年、季、月、周、多日等期间所生产的电量。同时对于所生产的电量可以选择全部进入中长期市场交易，或者一部分电量参与现货市场交易，甚至可以通过提供调频、调峰、备用等服务选择参与辅助服务交易，发电企业可选择的电力交易品种更加多样。
2.发电企业参与市场化交易可能遇到的挑战
（1）电网输电的限制。由于受到输电线路容量等物理因素的限制，电力系统无法完全按照市场化模式进行交易，售电计划需要满足电网负荷的限制，达成交易意向后，成交结果需提交电力调度机构统一进行安全校核。安全校核越限时，电力交易机构会根据市场规则进行削减和调整。同时由于电力系统对于安全稳定性的需求，电站仍然需要遵守电网公司的并网规则，服从电网的统一调度安排。另外，发电企业与电力用户之间，通过电网传输电力，输电电价和远距离输电的线损成本也是发电企业需要考虑的因素。
（2）偏差电量考核机制。在电力市场化环境下，发电企业通过市场化机制出售电量，这对电站供电的履约能力提出了更高要求。发电企业直接与电力用户签署电力交易合同，如果发电企业发电电量不能满足合同约定的电量需求，发电企业需要承担偏差电量电费（对于电力用户用电的偏差电量也有类似的考核机制）。根据《电力中长期交易合同示范文本（2022年修订版）》，发电企业中长期交易的可结算电量大于或小于合同电量、并造成偏差电量时，需按照固定的偏差电价标准或其他约定方式承担偏差电量电费。发电企业需特别注意偏差电量的赔偿范围，必要时可考虑约定向第三方从现货市场或备用电源购电的机制，弥补可能的违约风险。
（3）发电企业如何直接参与电力市场化交易。由于电网系统对于稳定性的需求，电力市场化交易仍以中长期交易为主，现货交易为补充。同时电力系统具有系统性和瞬时性的特点，这就使得电力交易规则比较复杂。另外，电力用户的用电特点或者用电需求曲线各不相同，发电企业如何直接面向各类电力用户出售电量，实现电力的交易可能存在障碍。对于发电企业来说，过去只需要与电网企业签署购售电合同，按照固定的价格出售电力。在市场化环境下，发电企业直接参与到电力市场化交易中，需要更加了解交易规则和电价机制。商业模式上，发电企业需要从过去完全依靠电网公司，逐步适应直接面向电力用户售电。
3.电力市场化改革与现有政策的衔接
（1）享受补贴的新能源项目如何参与市场化交易
（2）非补贴项目如何参与市场化交易
对于以煤电为代表的传统发电项目，目前已全部参与市场交易。国家发改委2021年10月11日发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称“1439号文”）要求燃煤发电电量原则上全部进入市场。煤电电价的形成机制是通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。另外1439号文将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制。
对于平价上网的新能源项目，其上网电价按当地燃煤发电基准价执行；新建新能源项目也可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。同时，电力中长期和现货市场交易规则也分别规定了对于清洁能源电力的优先保障措施，包括在交易组织、交易执行、交易结算等方面。绿色电力由相应电力交易机构优先组织交易，由调度机构优先调度、保证交易结果优先执行，有效保障清洁能源项目生产电量的消纳。
（3）统一的电力市场与绿电交易、绿证交易、碳交易等清洁能源制度的衔接
为鼓励清洁能源的发展，国家层面出台了一系列绿色电力交易法规及政策文件，包括2022年1月30日《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（以下简称“206号文”）9，206号文指出在建立全国统一电力市场体系，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展基础上，完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点。目前绿色电力交易制度仍在不断细化完善，我们认为绿电交易制度会与电力中长期、现货和辅助服务市场相统一协调。
另外，对于鼓励可再生能源发展的绿证制度10及碳交易制度11，如何让绿证和碳交易所代表的绿色电力的环境价值，更好的在统一电力市场中通过市场机制得到反映，这可能是未来电力市场机制发展需要逐渐明晰的问题。
结语
《指导意见》作为新一轮电力市场化改革的顶层设计文件，明确了建立全国统一电力市场体系，构建电力中长期、现货、辅助服务一体化市场，对推进电力系统走向市场化，促进绿色电力发展，维护电力系统稳定等方面具有积极的意义。对于发电企业来说，电力市场化交易的放开，既意味着发展机遇，也面临诸多问题和挑战。当前电力市场规则还在持续发展过程中，我们有理由期待，未来我国将建成符合中国国情的新型电力系统，让多种类型的发电企业在市场环境下公平竞争、健康发展。
1.“两网五大四小”是指国家电网、南方电网两家电网公司，华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团，四家辅业集团公司。
2.2015年11月26日，国家发展和改革委员会、国家能源局发布的《关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体(2015)2752号），附件二《关于推进电力市场建设的实施意见》。
3.2017年3月29日，国家发展改革委，国家能源局颁布《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号）。
4.2021年10月11日，国家发展和改革委员会颁布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，2021年10月15日起实施。
5.2015年11月26日，《关于推进电力市场建设的实施意见》，第二节第（一）段。
6.2022年1月27日，中国电力企业联合会发布的《2021-2022年度全国电力供需形势分析预测报告》。
8.《电力中长期交易基本规则》第七十七条，参考国家发展改革委组织修订的《电力中长期交易合同示范文本（2022年修订版）》。
10.2017年1月18日，国家发展改革委、财政部、国家能源局印发《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源[2017]132号），绿色电力证书是对电力用户使用清洁能源的证明，是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证，目前主要针对风电、光伏发电企业所发的上网电量。
11.2020年12月31日，生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，2021年2月1日起施行，碳交易主要针对温室气体排放单位所享有的碳排放配额的交易。