自2015年3月中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）发布以来，我国新一轮电力体制改革已历经十年探索。我国电力市场改革进程始终面临政策破冰、顶层设计和技术攻关的多重挑战，需兼顾电网运行的物理规律、市场运营的经济规律，以点带面式改革的难度与复杂度极高。在国家政策导向下，各地在因地制宜探索电力市场化改革中的进展并非一帆风顺，但从实践效果来看，确实是扎扎实实地向前走。目前，各地已经初步建立涵盖中长期交易、电力现货市场及调频等辅助服务市场的电力市场商品体系，电力市场从理论和实践上都越来越成为推动能源绿色低碳转型、建设更加“安全、经济、绿色”新型电力系统的关键。
（来源：电联新媒 作者：郑亚先）
2025年，电力现货市场将实现全覆盖。在我国电力市场化改革进入深水期的时点上，待解决的问题很多都是政策跨越与技术复杂度关联耦合的“难啃的硬骨头”，应该站在全局的视角来分析判断如何解决问题，从制度设计有效性的角度来看，激励相容才是电力市场机制的内在目标。
电力现货市场运行成效与价格信号作用
竞争机制的供需联动作用初显
部分省份通过滚动中长期交易和电力现货市场为市场主体提供了持续交易的机会，对市场力进行了有效监控和抑制，初步实现中长期价格和现货价格趋于一致，中长期交易价格围绕现货市场价格上下波动，市场价格反映了电力供需关系和发电边际成本，体现出现货市场价格反映电力供需的基本特征。以广东为例，2023年广东电力现货市场现货均价0.438元/千瓦时。2024年，受煤价中枢下移、新能源入市加快、云南来水较好等影响，1～6月现货均价仅约0.366元/千瓦时。
电力系统运行效率优化作用初显
从各省的建设运营实践来看，大部分省份建立了与系统运行深度融合的电力市场运营机制，即以社会福利最大化为优化目标，在日前与实时阶段，分别采用安全约束机组组合（SCUC）、安全约束经济调度（SCED）算法进行集中优化计算，确定运行日的机组开机组合、分时发电出力曲线及分时节点电价。以浙江为例，由于对发电资源的优化安排中精细化地考虑了发电资源运行约束、电网运行约束等电力系统运行特性，从运行效果来看，即使不考虑电力现货市场的价格激励引导作用，在运行成本优化、燃气机组开停安排、电网阻塞断面控制等方面也起到了积极作用，基本满足运营效率优化和调度运行安全保障兼顾的基本目标。
分时价格信号引导作用初显
电力现货市场初步发挥了在“保供应”“促消纳”方面的积极作用：保供应方面，在电力供需紧张时段，现货市场时段性高电价激励各类电源顶峰发电，同时引导电力用户降低非必要的用电需求，有效提升了电力安全保供能力；促消纳方面，在新能源大发时段，通过现货市场价格信号引导火电企业压降出力、电力用户提高用电需求，扩大新能源消纳空间，有效促进了清洁能源消纳。在多个高比例新能源省份，电力现货市场引导用户由“按需用电”逐步向“按价用电”转变的效果初步显现。
当前电力现货市场的核心挑战
省间与省级市场协同机制待完善
由于实行以省为实体的国家治理模式，我国顺其自然地先建立了省级电力现货市场，解决省级电网电力平衡问题；由于我国能源分布的逆负荷特性，又建立了省间电力现货市场，解决新能源跨省消纳及满足电力余缺互济需求。随着省级现货市场陆续投入运营，针对省间市场与省级市场的协作模式，我国因地制宜地探索了两种协同机制，一种是在国家电网经营范围，省间市场解决大范围资源优化配置问题，通过市场竞争，优化省间联络线通道输送功率安排，解决跨省平衡能力购买以及满足新能源消纳需求，省级市场基于省间输送功率安排，通过市场竞争，优化省内各类型资源运行安排，满足省内电力平衡需求；另一种是在南方电网经营范围，省间市场、省级市场统一融合为一级市场，由多省统一出清的省间市场直接优化各省电力资源运行安排，满足各省电力平衡需求。
2021年11月，中央深化改革委员会第22次会议审议通过的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确指出，加快形成全国统一电力市场建设体系。作为全国统一电力市场的重要组成部分，全国统一电力现货市场的构建对提升全国整体的电力经济运行水平具有重要的支撑作用，如何综合考虑输配电价、调度运行模式等现有政策基础，提升全国统一电力市场的协同度，建立跨国家电网、南方电网、蒙西电网多个经营区域的全国统一电力现货市场，是下一阶段电力市场建设推进的关键，需要解决其中的协同机制、交互标准等多项问题。
价格信号激励有效性不足
一是市场竞争主体不完整。例如，在市场建设初期，仅有常规燃煤机组参与电力市场竞争，新能源、燃气机组、电力用户等大量未参与市场竞争但被纳入电力平衡的主体，会影响甚至扭曲电力现货市场价格信号，建议尽快推动包括新能源主体、用户侧主体、燃气机组等多类型主体通过报量报价方式全面参与市场竞争，有助于提升现货市场价格信号表征度。
二是与电力市场优化出清定价分离的机组启停安排或调度。部分省份采用先排定机组组合，以必开机组的方式参与市场竞争优化，在不同的运行工况下，对电力现货市场价格信号产生不同的影响。例如，在峰谷差较大的运行日，由于火电最小出力制约，保供应和促消纳面临两难的抉择。如果安排火电机组以“小开机”的方式，在高峰时段通过调用电化学储能顶峰，这是一个可行也相对合理的调度运行策略，与之对应的是一些省份的燃气机组不参与市场优化出清，这些独立决策的火电机组启停及储能充放电运行安排与市场优化出清定价分离，实际电力平衡中面临的峰谷平衡困难，在电力市场出清定价中并未得到体现，现货市场价格也会表现为高峰价格不够高，低谷价格不够低，其结果是电力现货市场价格未传递出高峰谷价差的价格信号激励效果。
三是电力现货市场限价。我国现货市场建设初期，为了确保市场价格相对稳定可控，设定了较低的市场限价，理论上来说，任何限价都会扭曲市场价格信号的有效性，特别是随着集中式储能等新型主体建设规模的逐步扩大，需要通过较高的峰谷价差获得其收益回报，较低的市场限价在一定程度上会制约这一效果。但是从运营实践来看，部分省份的市场力是客观存在的，市场建设初期，由于采用政府授权合约机制，在保障市场主体收益平稳过渡的同时，在一定程度上也抑制了市场主体的市场力行为，随着政府授权合约保护机制的不断退坡，在降低了对市场主体收益风险保护的同时，也放开了市场主体通过投机行为获益的机会，这种情况下市场限价的调整，需要在提升市场力辨识控制能力的基础上，评估对发电与用户侧年度综合收益的影响。
四是在市场出清定价之后，后置针对市场主体个体的收益回收机制，部分省份为了保证用户价格的绝对稳定，在中长期交易、电力现货市场竞争形成的市场价格基础上，后置了针对市场主体个体的结算综合收益回收机制。这虽然规避了各类主体的收益风险，但会极大鼓励市场主体在电力现货市场竞争中的投机行为，对市场价格信号影响较大，现货市场价格和中长期交易容易体现出较强的偏离度。
五是新能源以“报量报价”的方式参与市场后，沿用新能源日前实时偏差考核机制。新能源日前、日内预测出力偏差，通过日前市场与实时市场价格差，即可激励新能源主体提升日前预测精度；实时市场中标出力与实发功率间的偏差，承担考核或者辅助服务费用分摊，可以激励新能源主体提升日内预测精度，在新能源以“报量报价”的方式参与市场后，如果依然沿用新能源日前实时偏差考核机制，则会影响日前、实时市场价格信号的表征度。
多类型主体入市面临运营难题
一是新能源全面入市后，面临收益保障不足的风险。从多个省份的运行情况来看，新能源主体月度结算均价有走低的趋势。在目前以“生产侧”主体为基准的消纳责任权重分配方式下，“消费侧”主体感知不足，绿电绿证交易的需求驱动不足，新能源绿色环境价值收益还未得到充分体现。
二是用户侧参与市场竞争的有效性不足。大部分省份用户侧参与市场采用“报量不报价”模式，日前市场无法体现负荷购买的价格需求，难以发挥日前市场价格型需求响应的作用。此外，部分省份采用了用户侧全口径参与市场，由于目前缺乏针对电网代理购电用户的独立预测能力，因而变通采用了一些近似生成方法，在部分场景下，日前市场负荷申报需求与日前负荷预测差异较大，日前市场供需不能反映实际需求。少量采用用户侧“报量报价”模式的省份，沿用节点申报、节点出清、节点定价的基本逻辑，基于节点电价加权平均作为用户侧统一价格。由于用户“报量报价”模式实际上蕴含着基于价格采购的逻辑，即高于用户申报的价格，不应该中标，反之，如果中标，结算价格不能高于申报价格，但采用基于节点电价加权平均作为用户侧统一价格，很容易出现结算价格高于用户申报价格的情况。
三是较小的日内电能价格波动难以支撑新兴主体的良性发展。随着电力系统对调节能力需求的增长，各地以集中式储能为代表的新型主体容量不断增长，这些具备产消双重属性的市场主体本质上是通过充放电双向调节能力贡献，实现电能在不同时段的转移，其成本特性显著区别于传统火电机组，其成本特征更多的是增加电能供应和负荷需求等调节能力所对应的电池充放电循环折减成本。如果让其参照传统火电、用户侧分别申报其发电报价和购电报价，实属勉为其难，即使参与，分时定价形成的自然价差也难以保证可覆盖其运行成本。
分布式资源参与机制缺位
随着我国分布式光伏装机的快速增长，其消纳问题愈发凸显，对分布式新能源出力的激励引导成为保障配网运行安全，以及主网调节能力的关键因素之一。不同于集中式新能源，分布式光伏小、多、散，在主网中可见度不足，对其激励引导存在两种方式：一是将批发市场出清覆盖的电网节点从目前的220千伏及以上下沉至10千伏，分布式光伏聚合至10千伏母线节点，参与电力批发市场竞争；二是建立一套市场价格联动传导机制，即通过地调层面的中间传导，建立对主网电力平衡需求的及时感知，通过智能合约等分布式交易机制实现对批发侧电力现货市场价格的主动响应，通过基于VCG理念的收益共享机制，实现对分布式资源调节能力贡献的有效激励。考虑到我国目前的层级调度运行模式，方式一在电力资源的调度模式方面存在一定的不匹配，优化计算复杂度也是一大挑战，考虑到地调的运行职能，方式二又超出现有政策的支持范围，分布式资源主动参与的市场机制需要充分考虑政策突破与技术探索的难度。
下一阶段电力现货市场建设探索目标
构建“1+N”跨经营区全国统一电力市场体系
目前来看，电力市场范围的扩张有两种主流模式：一是美国式市场扩张模式，各区域ISO/RTO通过市场扩展，将新的地区纳入ISO统一运营，ISO内部高度优化，但各ISO之间没有一个统一的市场或者机构进行整体的跨境耦合，各区域ISO/RTO分别基于跨境传输线联合优化出清，主要通过双边协议，如MISO、PJM及SPP间的联合运行协议(Joint Operating Agreement)，实现区域市场间的协调。二是欧洲式市场扩张模式，针对各国电源结构差异带来的发电出力互补特性，以及整体较高的新能源装机水平下欧洲各国市场间协作交互需求，建立了统一运营、统一优化的欧洲统一电力市场，实现日前、日内市场及平衡市场耦合运营。受欧美差异性的政府治理模式以及电网调度运行管理模式差异的制约，美国式市场模式对于区域间协同优化不够，欧洲式市场模式则需要依托多主体组合的平衡单元机制，以及自调度模式支撑。考虑到我国东西部经济发展水平差异、交直流混联电网运行控制模式、集中优化调度等国情网情，采用“1+N”的全国统一电力市场架构，体现了“尊重基础”原则。“1”体现的是跨经营区域全国统一电力市场，“N”体现差异化，以调度控制区为界，涵盖省级电网或者多个省级电网联合运行的区域电网。通过“1+N”的全国统一电力市场架构，将多个范围大小各异的市场高效协同耦合运营，构建一套兼容并包的跨经营区域全国统一电力市场体系，实现国家电网、南方电网、蒙西电网差异化运营模式市场的统一运营。
建立与电力现货市场高效协同的商品体系
随着各地电力现货市场逐步投入运营，政府授权合约逐步放开，以及新能源、用户侧和新型主体的逐步入市，仅通过电能市场不足以充分体现各类主体在容量支撑、电能平衡及调节能力等多维度贡献，也不足以充分体现各类主体包括固定成本在内的全成本收益回报。在现有的电力现货市场商品基础上，是否需要建立容量、备用、灵活爬坡等新的市场品种，以精准激励各类型主体的多维度价值贡献，是有待讨论的问题。具体到某个省份的建设实践，就更是一个相对复杂的难题，电力市场商品结构设计既需要立足当下，还要考虑对绿色发展、低碳发展等未来国家能源战略的牵引作用。因此，电力市场商品体系配置的关键与难点问题是定量、可评价。这有赖于全景、可信的电力市场仿真推演能力，为电力市场商品设计与组合优化配置提供科学、先验、量化的评价基础。
创新新型主体竞争机制
电力市场竞争理论的基础是发电边际成本与用电边际效用，通过电力市场竞争机制的设计，激励引导发电主体基于边际发电成本申报发电报价，用户主体基于边际效用申报购电报价，通过市场竞争优化，从而实现社会福利最大化。以新型储能为代表、兼具产消双重属性的新型主体，具有特有的时段耦合成本特性，体现在其放电时段的边际发电成本，与充电时段的市场价格相关，其充电时段的用电边际效用，与放电时段的市场价格相关。因此，直接沿用传统的发电边际成本与用电边际效用，无法体现新型主体的运行成本特性。考虑将不同充放电时段提供的调节能力作为整体，其放电时段电价获得的收益减去充电时段电价付出的成本作为收益，其对应的调节能力成本实际上就可以通过充放电过程所付出的电池循环次数折减成本来刻画。基于上述考虑，增加调节能力成本，用于刻画兼具产消双重属性的新型主体成本特性，形成发电成本、用电效用、调节能力成本三维度的成本效用理论基础，为源、荷、储多类型主体公平参与电力市场竞争奠定基础。
动态优化市场限价机制
从国内外电力现货市场建设实践来看，各国的电力市场限价都是从相对较低的限价起步，随着市场建设运营的成熟，市场力辨识与控制手段的逐步健全，逐步提高限价水平。从电力现货市场价格信号的激励效果来看，更高的价格上限以及更低的价格下限，会体现到现货市场更大的分时价格价差上，对于新型主体等贡献较高调节价值的市场主体的收益具有一定提升效果，但与此同时，还需要进一步考虑对其他主体的影响。因此，有必要建立一套基于年度仿真推演的电力现货市场价格帽动态生成方法，考虑负荷变化、新能源运行特性等市场供需因素，建立全年仿真推演的电力供需场景，通过仿真推演形成的多场景下市场价格数据，形成价格-持续时间曲线，综合评估激励效果与用户的承受能力，建立针对发电侧投资回收和负荷侧用能成本的评估指标，以发电侧收益合理、负荷侧用电成本可控为多元目标，形成不同阶段动态调整的最优价格帽。
本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2025年3期，作者供职于中国电科院。
