内外协同，助力全国统一电力市场建设

在全球能源格局深刻调整、我国能源转型加速推进的大背景下，建设“对内对外开放并重”的全国统一电力大市场具有深远意义。全国统一电力大市场“对内对外开放并重”的建设模式，是我国适应能源发展新形势、实现能源高质量发展的必然选择。

今年7月1日召开的中央财经委员会第六次会议（以下简称“会议”），对推进全国统一大市场建设进行部署。会议提出了纵深推进全国统一大市场建设“五统一、一开放”的基本要求，即统一市场基础制度、统一市场基础设施、统一政府行为尺度、统一市场监管执法、统一要素资源市场，持续扩大对内对外开放。尤其是“持续扩大对内对外开放”的新提法引发业内关注。

在业内看来，在全球能源格局深刻调整、我国能源转型加速推进的大背景下，建设“对内对外开放并重”的全国统一电力大市场具有深远意义。全国统一电力大市场“对内对外开放并重”的建设模式，是我国适应能源发展新形势、实现能源高质量发展的必然选择。

从单向改革转为内外协同

华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠接受《中国能源报》记者采访时表示，会议首次提出“持续扩大对内对外开放”，这是全国统一大市场建设“五统一、一开放”的重要组成部分。就电力市场而言，“对内开放”强调打破省间壁垒，通过统一交易规则和价格机制，实现电力资源全国优化配置，提升新能源消纳能力，推动从“省间平衡”到“全国平衡”的转变；“对外开放”聚焦周边国家和“一带一路”共建国家，依托跨境输电通道推进互联互通，对接绿电认证等国际规则，既扩大新能源出口，也增强我国在全球能源治理中的话语权。二者相辅相成：对内开放为对外开放筑牢基础，对外开放倒逼国内机制完善，形成“以开放促改革”的良性循环。

“建设‘对内对外开放并重’的全国统一电力大市场，核心在于统筹国内国际资源以服务国家能源安全与转型战略。”清华大学电机系副研究员郭鸿业对《中国能源报》记者表示，国内层面，我国能源供需逆向分布，西部资源富集、东部消费集中，需破除省间壁垒和行业垄断，通过统一市场实现跨区资源互济，提升新能源消纳能力。国际层面，全球能源博弈加剧，各类极端天气气候事件频发，仅靠国内循环难以满足技术迭代与风险对冲需求。对外开放可引入国际先进技术、规则及资本，并通过“一带一路”参与全球治理，提升定价话语权。同时，能源加速转型需兼顾安全与效率，对内通过市场机制疏导转型成本，对外通过绿电贸易与国际绿证互认，助力实现“双碳”目标。

郭鸿业认为，首提“对内对外开放并重”，标志着我国电力市场改革从单向的内部优化转为内外协同。对内开放侧重基本规则的统一，为全部主体创造公平环境，打破省间交易壁垒，激发系统灵活性。对外开放则强调制度对接与双向协作，一方面建立与国际接轨的绿电绿证体系，推动绿证国际互认，支持企业跨国消纳绿电；另一方面加强与周边国家和地区的电力合作，输出特高压、智能电网等技术标准。这种转变将推动电力商品的多维价值全球化流通，最终形成全球资源配置下的能源安全新范式。

罗兰贝格副合伙人、能源行业首席专家傅强接受《中国能源报》记者采访时指出，建设“对内对外开放并重”的全国统一电力大市场，核心目标是通过破除内外壁垒，实现电力资源在空间、时间维度的高效配置，同时促进新能源消纳，实现电力供给侧结构性改革。

“对内开放是基础，且是当前要务，即解决省间互联互通、规则碎片化问题，支撑新能源消纳与系统安全；对外开放是延伸，即对接国际能源市场，提升资源配置广度与抗风险能力，包括对接国际规则，提升全球资源配置能力等。”傅强表示，“二者并重意味着电力市场需同步推进内部整合与外部联通，但实践需遵循‘先省内协同、再全国统一、后国际拓展’的渐进路径，避免冒进引发系统性风险。”

实现更大范围优化能源资源配置

我国已搭建好全国统一电力大市场的“四梁八柱”。“对内开放，指打破国内电力市场交易壁垒，实现电力资源在全国范围内的自由流动和优化配置。”郭鸿业表示，一方面是跨省区交易常态化开展，在“统一市场、协调运作”框架下，进一步强化统一市场架构与各级市场机制协同，不断健全全国统一电力市场体系，着力打破省间壁垒，推动中长期合约与现货市场深度耦合；另一方面是经营主体多元化，各类发电企业、售电公司、电力用户以及储能、虚拟电厂等新型主体都能平等参与市场交易，共同推动市场的活跃与发展。

那么，“对外开放”之路怎么走？业内普遍认为，全国统一电力市场的对外开放，绝非简单的“通道互联”或“规则对接”，而是通过“物理基础设施+市场制度创新+安全管控体系”的三维协同，在更大范围优化能源资源配置。

郭鸿业认为，对外开放，指在符合国家能源安全和产业政策的前提下，加强与周边国家和地区的电力合作，并探索跨境电力交易机制。一是引入国际背景的用电企业参与国内市场，与国内能源资源以市场化方式充分互动；二是鼓励国内电力企业参与国际电力项目开发、跨境电力贸易和电力技术合作，拓展国际市场空间，提升国际影响力；三是积极参与国际电力标准制定，推动国内电力标准与国际标准接轨，提高国内电力企业在国际市场的认可度和竞争力。

在刘敦楠看来，全国统一电力大市场的对外开放，需遵循“安全为基、渐进推进”的原则，构建“物理互联+制度互通”双轮驱动的建设路径。这一进程可通过三个维度协同推进：一是夯实跨境互联的物理基础。以周边国家和区域为起点，依托已建成的跨境输电通道，优先开展中长期电力贸易与绿电交易试点。雅鲁藏布江下游水电基地开发这类重大工程需与对外开放机制深度耦合——通过统一跨境交易结算体系、绿电溯源认证标准，将清洁能源的资源优势转化为跨境贸易的市场优势，实现“通道建设”与“市场开放”的协同推进。

“二是构建规则互认的制度框架。”刘敦楠分析，在国际标准层面，需加强绿电与碳价值核算规则的主导权，推动我国绿证体系与国际主流标准的互认互通，对标国际成熟经验，建立透明、公正的跨境交易制度，可试点“跨境交易—碳资产核销—绿证流通”一体化机制，形成可复制的开放模式。三是强化安全可控的风险防控。建立“三道防线”，通过跨省跨区备用容量共享机制保障电力系统韧性；依托中长期合同锁定基础电量，避免短期价格波动冲击；构建跨境电力交易的“负面清单”管理制度，对关键通道与敏感时段实施动态调控，在释放市场活力的同时，守住能源安全底线。

因地制宜建设对外开放电力市场

谈及“对内对外开放并重”的全国统一电力大市场下一步需要完善哪些内容，郭鸿业认为，一是升级跨境电力合作，推进重大跨境电力工程开工，充分利用西南边境地区区位优势和绿色能源优势，逐步建成面向南亚、东南亚的跨境电力交易平台；选择“一带一路”共建国家，依托已有联网工程，开展跨境电力交易试点。二是对接国际标准，参与国际电工委员会（IEC）的绿色电力交易规则、虚拟电厂接口规范等电力市场标准制定，推动中国标准“走出去”。三是加强跨境技术合作，与美国、欧洲国家等具备多年电力市场运营经验的相关机构开展科研合作，推进电力技术革新，支撑新兴产业落地。

傅强指出，欧美电力市场数十年的探索和完善，可以成为不错的范本，但针对我国，一定要结合实际国情，借鉴中要有取舍、有侧重。首先要加强统筹谋划，避免规则太碎片化，比如初期欧洲各国市场规则独立，导致跨国耦合耗时30余年；其次要避免电力基础设施落后于装机，比如北欧水电与德国风电因跨国输电容量不足，长期影响电网互济的效率。

“电力市场建设难以一蹴而就，需要分阶段逐步推进改革，电力市场的实施路径必须充分考虑本国的市场建设边界条件。由于各国国情不同，欧盟层面仅明确统一的电力市场框架，具体实施细节则由各国根据实际情况决定。”郭鸿业分析，欧洲考虑到大范围配置资源的需要和各主权国家电网独立的客观实际，选择了“耦合”式发展的路径；美国基于电网所有权分散、节点电价市场模式需要与调度权相配合等情况，选择了“融合”式发展的路径。无论是欧洲还是美国的统一市场发展方式，均与其资源禀赋、电网架构、管理体制等市场建设要素密不可分。

傅强表示，欧盟“规则统一、执行分权”架构和中国电力市场改革方向一致，可以提供两重启示：其一，以中央统一规则为锚，两网协同是终极目标。一方面，强化统一监管协同与数字基建支撑，建设全国统一电力市场监测平台，运用大数据分析市场力滥用行为；另一方面，融合中要循序渐进，过程中设置阶段性目标，同时赋予地方一定弹性。其二，以区域电力特征为变，在形成区域网调/区域电网，如京津冀/粤港澳/长三角等过程中，允许区域交易中心（如北京/广州电力交易中心）根据负荷特性、电源结构差异调整交易组织方式。