全國統一電力市場(chǎng)助力新型能源體系建設

（能源基金會(huì )清潔電力項目）
 
黨的二十大報告提出“加快規劃建設新型能源體系”，相比以往概念，突出“新型”和“體系”。“新型”不僅意味著(zhù)新的能源結構，即能源結構中非化石能源占比逐漸提升，也意味著(zhù)構建新的體制機制，以保障能源安全。對能源系統而言，能源生產(chǎn)供給和儲備調運能力尤其關(guān)鍵，而對于電力系統，區域電力調配和互濟能力同樣關(guān)鍵，其中電力市場(chǎng)的作用毋庸置疑。隨著(zhù)第一、二批電力現貨試點(diǎn)先后在14個(gè)省份展開(kāi)以及省間現貨工作的推進(jìn)，市場(chǎng)化交易電量明顯提升。相比2017年，2022年全國市場(chǎng)化交易電量（含省內和省間）增加了兩倍多，全國統一電力市場(chǎng)體系的構建進(jìn)入新的階段。
 
 
一、全國電力市場(chǎng)交易現狀及演進(jìn)

 
自2015年《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》（以下簡(jiǎn)稱(chēng)“9號文”）發(fā)布以來(lái)，中國電力市場(chǎng)逐步形成以省級電力交易和中長(cháng)期電力交易為主的格局，市場(chǎng)化交易電量逐年攀升。
 
空間維度上，在9號文的指導下，2017年以來(lái)，以省為單元的電力市場(chǎng)體系和試點(diǎn)建設初見(jiàn)成效，輸配電價(jià)改革試點(diǎn)在省級層面全面開(kāi)展并覆蓋全國，電力改革綜合試點(diǎn)在三分之二的省份得以推進(jìn)，為進(jìn)一步的市場(chǎng)化電力交易鋪平道路。據相關(guān)統計分析，2017年到2022年間，全國市場(chǎng)化交易電量（含省內和省間）從2017年的16324億千瓦時(shí)逐年提升至52543億千瓦時(shí)，占全社會(huì )用電量比重從25.9%躍升至60.8%，年均復合增長(cháng)率為26%。其中，省內電力市場(chǎng)交易占主體，占全國市場(chǎng)交易電量達80%以上；其余的為省間市場(chǎng)交易電量，且份額有增長(cháng)趨勢，省間市場(chǎng)交易占全國市場(chǎng)交易電量比重從2017年的17.9%波動(dòng)式上升為2022年的19.7%。2022年，省內市場(chǎng)交易電量合計為42181.3億千瓦時(shí)（含綠電交易227.8億千瓦時(shí)），省間市場(chǎng)交易電量合計為10362.1億千瓦時(shí)，皆為2017年水平的三倍。
 
2017—2022年全國市場(chǎng)化交易電量及趨勢

 
注：2018年省內和省間交易數據不含發(fā)電權交易。

（數據來(lái)源：中電聯(lián)、北極星售電網(wǎng))
 
在此基礎上，近期出臺的政策文件將“建立全國統一電力市場(chǎng)”提到國家戰略層面給予重視。2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快建設全國統一電力市場(chǎng)體系的指導意見(jiàn)》，在保留既有省級電力市場(chǎng)的基礎上，提出了到2030年將系統性地統籌推進(jìn)國家級多層次統一電力市場(chǎng)體系建設。2022年3月，《“十四五”現代能源體系規劃》將“加快建立全國統一電力市場(chǎng)”列入“十四五”時(shí)期電力領(lǐng)域重點(diǎn)改革任務(wù)。2023年1月，在國家能源局發(fā)布的《2023年能源監管工作要點(diǎn)》中，“加快建立全國統一電力市場(chǎng)”也被列為首位，著(zhù)重強調電力市場(chǎng)發(fā)展規劃和規范的制定，推進(jìn)建設南方區域電力市場(chǎng)機制，加快推進(jìn)長(cháng)三角、京津冀等區域電力市場(chǎng)建設。由此可見(jiàn)，未來(lái)跨省跨區電力市場(chǎng)在促進(jìn)資源優(yōu)化配置及余缺互濟上被賦予較高的期待。
 
時(shí)間維度上，當前電力交易形成了以中長(cháng)期電力交易為主、以現貨交易為補充的格局。據相關(guān)統計分析，2022年，全國市場(chǎng)化交易電量中79%為中長(cháng)期交易電量，共41407.7億千瓦時(shí)。與中長(cháng)期交易相輔相成的現貨市場(chǎng)建設步伐正在加快，自2018年啟動(dòng)電力現貨市場(chǎng)試運行以來(lái)，省級現貨市場(chǎng)已鋪開(kāi)，更加靈活的跨省跨區現貨市場(chǎng)有待建立和發(fā)展。政策方面，2022年11月，國家能源局發(fā)布了《電力現貨市場(chǎng)基本規則（征求意見(jiàn)稿）》和《電力現貨市場(chǎng)監管辦法（征求意見(jiàn)稿）》，進(jìn)一步將電力現貨市場(chǎng)從試點(diǎn)向全國推廣，為未來(lái)電力市場(chǎng)設計的一致性和高效的市場(chǎng)運行打下基礎。同時(shí)，以廣東起步的南方區域電力市場(chǎng)建設也為全國層面建立統一電力現貨市場(chǎng)起到先行先導的示范作用。數據方面，2022年省間電力現貨市場(chǎng)（國網(wǎng)區域）試運行期間，全年累計交易電量278億千瓦時(shí)。從成交電源類(lèi)型來(lái)看，春季主要以新能源為主，度夏和度冬期間以火電為主，5—6月、10—11月西南水電大發(fā)時(shí)期以水電為主。
 
二、省內市場(chǎng)交易電量占比高成因分析
 
對新型能源體系而言，更高的能源安全水平意味著(zhù)更強的跨省區的能源調配能力，就電力市場(chǎng)而言，則意味著(zhù)更多的省間交易能力。然而目前電力市場(chǎng)呈現出省內多、省間少的市場(chǎng)交易格局。如上文所述，近五年全國市場(chǎng)交易電量里80%以上為省內市場(chǎng)交易，省間市場(chǎng)交易電量占比不足20%，2022年省間現貨交易電量占比不足1%，省內多、省間少，背后的原因主要為以下三個(gè)維方面：
 
政策引導方面，考慮到各省的電力能源結構不同和改革難度，2015年的9號文奠定了以省為單位推進(jìn)電力市場(chǎng)改革的格局，各省有權自行決定本省內電力市場(chǎng)推進(jìn)路徑和試點(diǎn)實(shí)施方案，2019年開(kāi)啟的首批電力現貨試點(diǎn)也是以省為主體推進(jìn)的。這一系列的政策實(shí)踐將省級電力市場(chǎng)培育得相對成熟，也使得各省在各自的電力市場(chǎng)規則、標準、輸配電價(jià)上產(chǎn)生差異，省間協(xié)調難度加大。
 
通道建設方面，跨省跨區聯(lián)絡(luò )線(xiàn)及輸電通道仍有待優(yōu)化完善。例如，2022年四川電力短缺暴露了四川與外省聯(lián)絡(luò )線(xiàn)主要是單向的外送輸電線(xiàn)路的問(wèn)題，相較于四川3000萬(wàn)千瓦左右的外送電能力，去年四川缺電時(shí)期入川的省外支援電力僅有600萬(wàn)千瓦，導致入川緊急電力保供協(xié)調難度很大。又例如，以特高壓工程為代表的跨區跨省電網(wǎng)建設滯后于風(fēng)光大基地電源建設，制約著(zhù)省間電量充分交換。特高壓外送通道審批建設周期為3年左右，但千萬(wàn)千瓦規模的集中式光伏項目只需1至2年即可完工。在電網(wǎng)建設與新能源投資熱度形成錯配的情況下，亟需重新評估新增輸電通道的需求，并通過(guò)市場(chǎng)機制引導電力電量資源跨省跨區優(yōu)化配置，提升既有輸電通道的利用率。
 
除此之外，因為跨省跨區電量交換涉及省份之間經(jīng)濟發(fā)展和安全保供問(wèn)題上的諸多博弈，客觀(guān)存在的壁壘也給省間交易帶來(lái)挑戰。以送端省份云南省和受端省份廣東省為例，在2015年9號文發(fā)布前后，國內電力供需形勢整體寬松，云南本地用電需求下降疊加水電增發(fā)，致使2015年云電送粵電量同比增加2％，超過(guò)廣東全社會(huì )用電量同比增長(cháng)率1.4％，擠壓了廣東省內火電機組的利用小時(shí)數和利潤空間，引發(fā)雙方的矛盾和分歧。2021—2022年電力供需形勢偏緊時(shí)期，各地保供壓力上升，省間協(xié)調難度加大。在這期間，云南削減部分外送電量，一方面因為來(lái)水偏枯導致水電出力大幅下降，另一方面和其他清潔能源送端省份一樣，云南希望利用本地水電電價(jià)洼地和綠能價(jià)值吸引產(chǎn)業(yè)轉移以增加省內綜合經(jīng)濟收益。例如，以電解鋁為代表的高耗能行業(yè)赴云南建廠(chǎng)，大幅推高了云南當地的用電量，從而增加了本地保供壓力。廣東作為受端省份，在電力供應形勢緊張時(shí)也希望減少外部依賴(lài)度，規避外調電帶來(lái)的安全穩定風(fēng)險。廣東省電力靠外區供應比重從2020年約30%下降到2022年23%，相應的外受西電電量從2009億千瓦時(shí)降到1772億千瓦時(shí)，隨著(zhù)2023年5月廣東省發(fā)布未來(lái)三年本地新增9000萬(wàn)千瓦裝機的目標，廣東未來(lái)新增用電需求將逐步由本地新增裝機支撐，外購電長(cháng)協(xié)需求會(huì )相應降低。
 
雖然發(fā)展博弈、省間壁壘等因素對跨省跨區電力交易整體帶來(lái)挑戰，但受全球一次能源價(jià)格波動(dòng)和國內季節性缺電影響，跨省跨區市場(chǎng)化交易電量有顯著(zhù)增長(cháng)，省間現貨市場(chǎng)購電需求明顯。2022年，南方區域跨省跨區電力交易電量2306.9億千瓦時(shí)，同比減少1.4%，但是，其中市場(chǎng)化交易電量762.0億千瓦時(shí)，實(shí)現同比增長(cháng)13.4%。近兩年迎峰度夏、迎峰度冬面臨保供壓力，而省間現貨交易由于具有大范圍、短周期的機制優(yōu)勢，能夠以市場(chǎng)化的手段引導富裕電量向供應吃緊地區及時(shí)調配，激勵發(fā)電企業(yè)在滿(mǎn)足本省電力供需的基礎上主動(dòng)頂峰發(fā)電，提升全網(wǎng)電力供應和平衡能力。例如，山西現貨市場(chǎng)在2021年7—8月晚高峰電力供應緊張時(shí)段，現貨價(jià)格達到上限1.5元/千瓦時(shí)，充分激勵各類(lèi)機組主動(dòng)頂峰發(fā)電，保障省內電力可靠供應和電力跨省外送。由此可見(jiàn)，通過(guò)跨省跨區現貨市場(chǎng)提升全網(wǎng)保供能力，以市場(chǎng)化手段引導電能從平衡富余地區流向平衡緊張地區，在當前電力供需環(huán)境下意義重大。
 
三、電力現貨市場(chǎng)的重要作用

 
相比原來(lái)以化石能源為基礎的能源系統，構建新型能源體系意味著(zhù)非化石能源將逐漸成為新的能源系統基礎，考慮非化石新能源的波動(dòng)性和難預測性，如何在動(dòng)態(tài)演變中兼顧能源安全和成本效益尤為重要，因此亟需電力現貨市場(chǎng)通過(guò)日前或實(shí)時(shí)價(jià)格信號引導電量品種（例如煤電和新能源發(fā)電）更富經(jīng)濟性地參與市場(chǎng)，促進(jìn)供需平衡。
 
在引導電力價(jià)值發(fā)現方面，雖然當前交易量占據主導的中長(cháng)期市場(chǎng)從理論上具有穩定電價(jià)、規避風(fēng)險的優(yōu)勢，但由于當下中長(cháng)期市場(chǎng)的定價(jià)缺少現貨日前價(jià)格作為參考，合約框定缺乏一定的靈活變動(dòng)空間。2021年下半年以來(lái)，煤價(jià)暴漲，而中長(cháng)期交易對電價(jià)反應嚴重滯后，未能及時(shí)反映市場(chǎng)真實(shí)的供需情況并疏導激增的煤電發(fā)電成本，造成了煤電企業(yè)大面積虧損。據中電聯(lián)測算，2021年因電煤價(jià)格上漲導致全國煤電企業(yè)電煤采購成本額外增加6000億元左右。8—11月部分集團煤電板塊虧損面達到100%，全年累計虧損面達到80%左右。而電力現貨交易具有價(jià)格發(fā)現功能，更能實(shí)時(shí)反映市場(chǎng)供需和成本，且可以吸收中長(cháng)期合同外的余量進(jìn)入實(shí)時(shí)市場(chǎng)，競爭上網(wǎng)。2022年隨著(zhù)現貨市場(chǎng)機制向發(fā)電側進(jìn)一步滲透，疊加國家對煤價(jià)實(shí)行區間調控、對長(cháng)協(xié)上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)范圍上調等舉措，煤電企業(yè)實(shí)現減虧。
 
國外電力市場(chǎng)一般先建設現貨（日前和實(shí)時(shí)）市場(chǎng)、后建設中長(cháng)期（期貨）市場(chǎng)，中長(cháng)期市場(chǎng)的定位主要是對沖現貨風(fēng)險。而中國電力市場(chǎng)建設始于電力中長(cháng)期交易，因而當下亟需通過(guò)現貨市場(chǎng)機制在電價(jià)發(fā)現和電力平衡兩個(gè)方面對中長(cháng)期市場(chǎng)進(jìn)行補充，以?xún)?yōu)化中長(cháng)期交易里的價(jià)格信號和資源配置。
 
在促進(jìn)新能源利用方面，建設現貨市場(chǎng)至少有如下三方面的優(yōu)勢：第一，現貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動(dòng)性、難以預測等特點(diǎn)。第二，在平等的市場(chǎng)競爭機制下，新能源發(fā)電邊際成本較低，隨著(zhù)全球能源危機拉高一次能源價(jià)格，火電的邊際成本相比較高，因此新能源發(fā)電在市場(chǎng)中能夠自動(dòng)實(shí)現優(yōu)先調度。第三，現貨交易形成峰谷價(jià)差，為儲能等第三方新型市場(chǎng)主體打開(kāi)盈利空間，鼓勵靈活調節資源配合新能源消納。目前，電力現貨市場(chǎng)對于促進(jìn)新能源消納的積極作用已初步顯現。根據國家電網(wǎng)公司統計，域省跨區富余可再生能源現貨交易運行4年間累計減少可再生能源棄電超230億千瓦時(shí)。其中蒙西作為第一批電力現貨試點(diǎn)地區，于2022年6月正式啟動(dòng)電力現貨市場(chǎng)長(cháng)周期試運行，在國內首次實(shí)現燃煤機組和新能源無(wú)差別參與現貨市場(chǎng)，2022年第三季度蒙西地區風(fēng)電利用率為98.1%，同比提升0.3個(gè)百分點(diǎn)；光伏發(fā)電利用率為99.1%，同比上升1.2 個(gè)百分點(diǎn)。
 
四、全國統一電力市場(chǎng)未來(lái)緩解頂峰保供壓力潛力巨大

 
電力市場(chǎng)交易（現貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)）里的電價(jià)信號可以引導新能源和煤電科學(xué)有序開(kāi)發(fā)，通過(guò)完善全國統一電力市場(chǎng)機制而緩解未來(lái)頂峰保供壓力的潛力巨大，從而降低未來(lái)對新增裝機的依賴(lài)。
 
新能源發(fā)電方面，新能源發(fā)電預測難度大、出力波動(dòng)性大，對市場(chǎng)供需雙方而言，以年為單位的中長(cháng)期電力交易合約不適合新能源品種，易造成偏差考核和風(fēng)險，不利于新能源參與市場(chǎng)和創(chuàng )收。從原則上講，交易周期短且靈活的現貨市場(chǎng)更有利于新能源從中獲利。然而，在實(shí)操層面上，當前新能源入市后面臨的市場(chǎng)電價(jià)波動(dòng)影響著(zhù)新能源入市的積極性。比如，省內新能源同一性導致零電價(jià)甚至是負電價(jià)，對電網(wǎng)產(chǎn)生逆調峰的影響，山東省級電網(wǎng)2022年全年負電價(jià)出現概率為48%，反映出山東省內新能源裝機在大發(fā)時(shí)段存在一定的產(chǎn)能過(guò)剩和浪費。未來(lái)需要從市場(chǎng)機制角度擴展新能源省間現貨交易，利用不同地區負荷曲線(xiàn)的差別，包括跨時(shí)區特性，從更大時(shí)空層面平滑新能源發(fā)電曲線(xiàn)，實(shí)現尖峰時(shí)刻余缺互濟。
 
煤電方面，全國統一電力市場(chǎng)可以更好地挖掘煤電存量機組調峰潛力，避免因頂峰上馬的煤電新增裝機造成資源浪費或進(jìn)一步虧損。新能源入市大勢所趨，新能源品種特性將拉低平均電價(jià)，對于實(shí)施現貨市場(chǎng)的省份，新能源大發(fā)時(shí)市場(chǎng)電價(jià)降低甚至為負，刺激本省及外省火電降低出力，擠壓煤電的利潤空間。未來(lái)煤電亟待轉向頂峰出力，需要通過(guò)參與輔助服務(wù)和容量機制/市場(chǎng)獲得合理的收益。然而，當前煤電參與頂峰調節和備用容量支撐的積極性欠佳，一方面，由于煤電頂牛依然存在，長(cháng)協(xié)上網(wǎng)電價(jià)浮動(dòng)范圍雖上調為20%，但煤價(jià)高位震蕩時(shí)仍然難以覆蓋煤電發(fā)電成本；另一方面，為保障未來(lái)新能源大比例入市和消納，供給側需發(fā)展靈活性資源，煤電未來(lái)需依賴(lài)靈活性改造，但由于市場(chǎng)化改革緩慢、以及缺少成本疏導機制，使得發(fā)電企業(yè)當前對靈活性改造積極性不高。例如，在2022年四川缺電期間，四川當地存量煤電機組并沒(méi)有充分發(fā)揮頂峰作用，未來(lái)需要通過(guò)市場(chǎng)價(jià)格信號更好地激發(fā)存量煤電機組的積極性和潛力。
 
除了上述存量煤電機組調節潛力有待開(kāi)發(fā)，還需謹防“十四五”末煤電局部過(guò)剩與短缺并存。根據北大能源研究院發(fā)布的《中國典型五省煤電發(fā)展現狀與轉型優(yōu)化潛力研究》統計，2022年1至11月，國內新核準煤電項目裝機總量已達6524萬(wàn)千瓦，超過(guò)2021年核準總量的3倍。長(cháng)期以來(lái)我國用電量快速增長(cháng)，但電力增速更高，大部分地區缺電力而非缺電量。全年用電負荷季節性差異巨大，需要頂峰保供的時(shí)間僅為5%左右。當迎峰度夏、迎峰度冬用電緊張時(shí)，價(jià)格對供需的引導機制未充分發(fā)揮作用，供給側現貨市場(chǎng)“價(jià)格帽”限制了頂峰出力機組的高收益，需求側因缺乏包含居民用電在內的需求側響應機制，使得供需出現較大缺口。按照全年僅幾十個(gè)小時(shí)的“硬缺口”建設煤電，未來(lái)將拉低煤電的平均利用小時(shí)數。為避免這些問(wèn)題發(fā)生，亟需建立完善現貨和容量補償市場(chǎng)機制，謹防資源浪費。
 
五、建成全國統一電力市場(chǎng)的現貨市場(chǎng)路徑建議
 
國際能源署發(fā)布的《中國建設全國統一電力市場(chǎng)：電力現貨市場(chǎng)路徑》提出，2030年前中國先建成省間和省內兩級市場(chǎng)聯(lián)合運營(yíng)的兩級市場(chǎng)模式，包括類(lèi)似于當前國網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區試行的跨省余量交易（即報告中的余量市場(chǎng)模式），以及類(lèi)似于當前南方電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區試行的區域集中出清模式（即報告中的容量耦合市場(chǎng)模式）；遠期在兩級市場(chǎng)模式的基礎上，逐步發(fā)展成為更成熟的全國統一電力市場(chǎng)（即報告里的一級市場(chǎng)模式或價(jià)格耦合市場(chǎng)模式）。在這一演進(jìn)過(guò)程中，電力現貨市場(chǎng)體系里的日前市場(chǎng)建設是建立一個(gè)多層次、全國統一的電力市場(chǎng)的核心環(huán)節，也是整個(gè)系統運營(yíng)里連接中長(cháng)期市場(chǎng)和現貨實(shí)時(shí)市場(chǎng)的重要一環(huán)。
 
具體而言，兩級市場(chǎng)模式是指地方市場(chǎng)與全國市場(chǎng)并存的兩級市場(chǎng)模式，即統一市場(chǎng)，兩級運作，這一模式可以在延續當前政策慣性即保持各省在市場(chǎng)設計和調度決策方面自主權的基礎上，促進(jìn)各省間交易，兼具可操作性和經(jīng)濟效益。其中，余量市場(chǎng)模式較易于建立，指在自愿的基礎下各地方將過(guò)剩的發(fā)電量上架至一個(gè)統一的全國市場(chǎng)中進(jìn)行交易。此模式下各省可以在保留本地電力市場(chǎng)規則的情況下與其他市場(chǎng)聯(lián)通，可以在提高總體使用率的情況下仍能保持本地市場(chǎng)的自主獨立性，和當前國網(wǎng)省間現貨市場(chǎng)推進(jìn)模式類(lèi)似，國際上以中美洲SIEPAC、南非SAPP為代表。容量耦合市場(chǎng)模式為更高一級的市場(chǎng)協(xié)同，此模式下全國日前市場(chǎng)與地方市場(chǎng)并行，優(yōu)先進(jìn)行全國市場(chǎng)的出清并進(jìn)行合理的資源優(yōu)化、分配，利用相應的輸電通道實(shí)現交易，從而可以一定程度上避開(kāi)因市場(chǎng)模式不同而產(chǎn)生的省間壁壘，和當前南方區域電力市場(chǎng)推進(jìn)模式相似。
 
經(jīng)相關(guān)測算，以2035年為目標年，假設調度市場(chǎng)化保持當前水平，即當下計劃調度和市場(chǎng)調度同時(shí)存在的前提下，建立二級市場(chǎng)模式以提升電力市場(chǎng)區域協(xié)調可使全國電力市場(chǎng)減少6%～12%的運營(yíng)成本、減少2%～10%的二氧化碳排放、并減少10%左右的棄電量；若在電力市場(chǎng)區域協(xié)同的同時(shí)推進(jìn)全面調度，可使全國電力市場(chǎng)減少25%的運營(yíng)成本、減少35%左右的二氧化碳排放、并減少20%以上的棄電量，綜合效益可達前者情景的兩至三倍。因此，促進(jìn)跨省跨區交易和市場(chǎng)化調度，并提升電力現貨交易份額，有利于降低電力系統綜合運營(yíng)成本，提高新能源在更大時(shí)空范圍內的消納并實(shí)現其環(huán)境效益，達成帕累托改進(jìn)。
 
六、建設新型能源體系下全國統一電力市場(chǎng)的著(zhù)力點(diǎn)
 
一是突出強調能源安全的優(yōu)先位置。國家“西電東送”戰略性與省級市場(chǎng)的自主性屬于不同層面的資源優(yōu)化配置和能源安全保供，應在貫徹國家戰略、保障省級市場(chǎng)市場(chǎng)設計和調度決策自主性的前提下，從現有省間電力現貨市場(chǎng)逐步建立全國電力現貨市場(chǎng)，這是一條兼顧安全可靠性、可實(shí)施性和綜合效益的較優(yōu)路徑。
 
二是完善省間、省內現貨市場(chǎng)的功能定位。完善的市場(chǎng)機制將有助于緩解未來(lái)電力頂峰保供壓力。在電力供需緊張階段，需進(jìn)一步釋放現貨市場(chǎng)價(jià)格信號空間，以發(fā)揮其引導跨省跨區保供資源配置的作用，一方面促進(jìn)尖峰時(shí)刻余缺互濟，另一方面也在更大范圍內平抑新能源的波動(dòng)性。
 
三是合理引導新能源開(kāi)發(fā)和煤電轉型。通過(guò)電力市場(chǎng)價(jià)格信號（可正可負、可高可低）引導不同省份電源結構轉變進(jìn)程，避免扎堆上馬新能源和煤電，在保證適當備用基礎上最大化新增裝機的邊際效用，促進(jìn)不同品種電源合理有序開(kāi)發(fā)。
 
四是妥善解決省間壁壘背后利益訴求。全國多層次統一電力市場(chǎng)體系是全國統一大市場(chǎng)中能源市場(chǎng)的重要組成部分，打破地方保護和市場(chǎng)分割需要打通影響利益訴求的關(guān)鍵堵點(diǎn)，可基于南方區域電力市場(chǎng)經(jīng)驗進(jìn)一步探索構建區域市場(chǎng)的路徑，并研究推動(dòng)適時(shí)組建全國電力交易中心。