本文转自：人民网

王绍绍

全面推动电力体制改革事关国计民生，是适应经济社会绿色转型新形势的重要举措。近期，《电力市场监管办法》（以下简称《办法》）正式印发，将于今年6月1日起施行。随着能源结构低碳转型的持续深入，新型电力系统的安全性、可靠性和实时性正面临着更多挑战，构建统一、开放、竞争、有序的电力市场环境尤为重要。

多位专家在接受人民网采访时表示，《办法》对现有监管体系进行了重要补充和完善，特别关注了新型储能、虚拟电厂和负荷聚合商等新型市场主体，引入第三方机构业务评估、监管信息系统应用和信用监管机制等创新手段，充分响应电力市场发展新形势，为维护电力市场秩序提供了更加详细的操作指南。

明确权责 打造公平交易保障机制

近年来，全国统一电力市场体系的发展步伐不断加快，打造公正有序、高效灵活的电力市场交易监管体系正在成为发展关键。数据显示，今年一季度全国电力市场化交易电量达到14248.4亿千瓦时，同比增长7.7%。截至2023年底，全国电力市场注册主体数量达到70.8万家，全年交易电量为5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量的61.4%，比上年增加了0.6个百分点。

经济责任与交易机制的衔接是推动电力市场监管体系发展的重中之重，电力市场交易的规范化运作离不开互相衔接、完整有序的规则体系和职责划分。本次《办法》规范了包括电力交易主体、电力市场运营机构和提供输配电服务的电网企业等在内的电力市场主体责任，约束市场准入、退出及干预行为，同时明确监管机构的职责及其执行方式，监管内容涵盖安全义务、交易资格、执行标准等，防止市场不正当竞争行为。

当前，我国在国家和省级层面已分离了电力交易与电网运营，自2016年起相继建立了北京、广州和其他32个电力交易中心。这些交易中心处于国家电网和南方电网的管理区域内，尽管部分交易中心的资金依然来源于电网输配费，但电网公司的持股比例分别下降到了50%以下和40%以下，这种相对独立的运作模式，为电力市场交易的信息披露工作奠定了基础。

长期以来，各地能源局监管办持续提升监管效能，合理维护供电和用电双方权益，从根本上保障电力市场的交易质量。福建相继发布能源行业市场主体的信用数据清单、信用行为清单和信息应用清单；四川实行全覆盖现场核查失信市场主体，对守信市场主体则推行告知承诺制并优化后续办理流程；云南面向大坝水电建立月度会商推进机制，形成电力安全管理水平提升的时间表、路线图……

据了解，此次《办法》增设了多项创新性监管措施，在全国范围内明确规范电力交易主体不履约、滥用市场支配地位操纵市场价格、未按照规定披露信息等失信行为的规制办法，通过能源行业信用信息平台统一记录，并实施与其失信程度相对应的分级分类监管。

需求优先 交易运营规范持续完善

此前，在电力行业市场化交易中的自然垄断部分，电网公司已逐渐从利润中介转变为专注于输电服务的提供者，在发电侧推动完全市场化定价。随着第三监管周期输配电价核定，工商用户全部进入市场交易，推动了需求定价机制的普及和接受，有助于实现更灵活和高效的电力市场运作。

在不少业内专家看来，当前数量众多、需求各异的中小工商业用户入市，对电力市场和用户本身都是挑战。如今，交易电子化成为提升电力市场监管能力的关键技术之一，广东、山西等多地通过打造电力零售平台突破传统的电力市场交易模式，实现了对市场行为的精细监控和实时分析，防止市场操纵和不公正交易，提升交易的透明度和效率，同时降低了成本，强化了市场的监管机制。

以某第三方电力交易零售平台为例，该交易中心可以线上全流程监测并提供运营服务，具有电子签约、信息披露等功能，可以允许电力用户看到各家售电公司的信用评级。据有关负责人表示，截止去年底共有超3万家电力用户与155家售电公司签订零售合同，这种更规范、更透明的方式让中小用户放心入市参与交易。

“交易设置带有封顶条款的零售合同，允许用户充分了解潜在的交易风险，避免个别售电公司利用信息不对称误导用户。”华北电力大学教授周明介绍说，有关规定明确提出针对终端零售交易的风险预警机制，包括要求售电公司向代理企业告知月度平均购电成本和偏差考核费用等市场信息公开，交易平台提供政策法规查询和风险告知书跳转功能，设置24小时冷静期避免用户一时冲动等。

近期，“能源消费大省”浙江发布多项电力市场化新政，着力推动电力市场良性竞争，让广大用户用上成本更低、价格更透明的电力。浙江将中长期交易模式由三分时改单一，引导电价随煤价有效联动，同时调整中发电超发价格，激励发电和售电充分参与市场竞争。

电价是电力市场改革的核心要素和市场化程度的直接体现。《办法》重点提及电力交易价格方面的监管要求，明确价格形成机制等在内的交易行为，规范了价格的制定原则和调整程序，并对市场主体的价格操纵、串通报价、不正当竞争等行为进行严格监管，进一步为电力市场的长期稳定发展提供了坚实保障。

绿色引领 助力建设新型电力系统

2023年可再生能源发电历史性超过火电装机，可再生能源参与电力市场交易电量占比达到47.3%。大量可再生能源的接入减少了电力行业碳排放，也对电网的安全稳定性构成挑战，增加了新能源发电的消纳考验。

推动新能源走向市场化消纳成为了解决消纳难题的重要方式。今年4月开始施行的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》规定，电网不再承担可再生能源电量全额收购义务，意味着分布式光伏等可再生能源电力交易正式进入市场化、规范化运作阶段。而此次《办法》为储能、虚拟电厂等新型电力市场调节主体创造公平的竞争环境，推动整个电力行业的技术进步和业务创新。

“能源领域重大改革的核心要求是从能耗双控转向碳排放双控，关键措施是将绿色电力消纳责任下放到市场主体。”有关专家表示，这一举措将推动可再生能源的消纳责任和绿色证书政策的有效衔接，促使可再生能源电力的消纳量及其在全社会用电量中的比重持续增长。

当前，绿电交易规模仅占新能源市场化交易7.9%。日前，河南发布针对工业企业、增量配电网、家庭作坊和整村开发四类源网荷储一体化项目，鼓励分布式光伏项目实施市场化交易。此前，广东、湖南、江苏、山东和上海等地依次尝试了类似的模式，这种规范化的“隔墙售电”模式被认为或将促进绿色电力交易的发展，同时也有望提升分布式项目的盈利性，并促进新能源项目的投资。

“保障新能源和新型主体公平接入电网，需稳妥有序推进新能源参与电力交易。”中国电力企业联合会监事长潘跃龙认为，应积极开展新型电力系统背景下的电力监管标准、技术研究，配合开展电力市场体制机制建设，促进中长期、现货、辅助服务等细分市场的衔接，以高质量监管助推新时代能源高质量发展。（刘雨青对本文亦有贡献）