光阴荏苒，时光如梭。2025年，新一轮电力市场化改革迎来十周年。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：赵克斌）
2017年，甘肃成为全国首批8个电力现货市场建设试点之一；2024年，甘肃成为全国第四个转正式运行的省级电力现货市场。今年4月底，甘肃电力现货市场连续不间断结算运行整四年。
回头看，把新能源高占比的甘肃列入全国电力现货市场建设首批试点值得庆幸与赞扬，这得益于国家层面的大力支持，得益于地方政府、电网及发电、用户等市场主体的“痛定思变”和“勇于进取”。十年来，甘肃电力市场以“中发〔2015〕9号文”为指引，在各方的共同努力下，突破了一个个束缚，越过了一个个障碍，解决了一个个难题，取得了令人欣慰和值得称赞的进步与成就。可以说，新能源高占比的甘肃电力现货市场实践有着特殊的意义和重要的价值，其实践探索、经验做法非常值得借鉴。
十年巨变：甘肃痛定思变、
率先突围、亮点纷呈
2015年，是新一轮电改的“元年”。这一年，甘肃全省用电量1099亿千瓦时，发电量1228亿千瓦时，总装机4643万千瓦。
2024年，甘肃全省用电量1746亿千瓦时，发电量2280亿千瓦时，总装机9993万千瓦。相比2015年，甘肃的用电量、发电量、装机容量同比分别增加59%、86%、115%；新能源装机占比由40%提高到64%,新能源发电量占比由15%提高到35%；同时，火电、风电、光伏年利用小时数均有提升。
十年间，甘肃发电结构深度调整。与此同时，适应新能源高占比的新型电力系统的市场机制初步建成。
然而，新一轮电改之初，甘肃电力工业发展却面临着一系列问题：一边弃风弃光严重，一边装机容量继续增长；一边电力装机过剩，一边高载能行业大量停产；优先发电量大于省内用电空间；弃风弃光问题严重与常规火电机组无电可发的现象并存；连续几年被列入煤电规划建设风险红色预警、风电投资监测红色预警、光伏电站开发红色预警区域；先后出现并经历了新能源直接交易“负电价”“零电价”，甚至发生了水电历史上罕见的弃水现象，以及2019年个别纯凝煤电机组破产清算，引发中央企业煤电资源区域整合试点，迫不得已政府出手管制，这在当时曾经引起“要生存还是要市场”的争议。
曾几何时，上至国家层面，下到地方政府与企业，降低用电成本诉求强烈。面对“发不了电、用不起电”的供需矛盾突出的囧境，甘肃省省长也发出了著名的一问：“甘肃电力过剩，那为什么外送电价格降得离谱，而省内用电价格却相对居高不下？”对这看似有点“傻”的矛盾，发电企业的看法是，在省为实体的计划环境下，省内发电是存量、省外扩销是增量。看似巧合的是，省间电力现货市场就是始于甘肃富余新能源跨省区交易。从现实出发、面对问题、提出解决办法，这正是十年电改的基本逻辑与步伐。
我国的电力市场化交易始于大用户直购电。然而，“电量≠电力”“电量市场≠电力市场”。随着电力现货市场建设首批试点工作的深入推进，电量交易被电力交易取代，直购电交易成为历史。
正所谓“变形的计划不是市场”。在通过多年实践证明了直购电破局无果的情况下，“无现货、不市场”在业内形成广泛共识。甘肃积极争取并以列入首批8个电力现货市场建设试点之一为契机，着力破解制约工业经济运行和电力行业发展的突出矛盾和深层次问题，针对“电用不完”与“电用不起”的现实矛盾，紧密结合甘肃省能源资源禀赋、产业经济结构、整体承受能力，坚持问题导向，按照“管住中间、放开两头”的总体思路，纵深推进电力市场化改革，不断完善电价形成机制，合理引导资源高效配置，有效疏导价格矛盾。通过市场化改革特别是电力现货市场的建设与完善，从根本上解决了计划时代困扰业界的“煤电”矛盾；极大调动了调节性资源投资和生产的积极性，新能源消纳得到了最大化改善；不同年份、不同季节、不同时段，电力供需成为决定电力价格的首要因素；发电侧上网电价实现了合理有序分化；煤电机组的电能量价格充分反映或体现了其调峰、调谷价值，其结算电价稳定在基准价上方；原破产清算的煤电机组得以重启；用户侧电价可控稳定；电力价格市场形成机制有效而合理地调整并平衡了各市场主体的利益，市场主体的市场意识完全形成，电力市场一片生机勃勃。
甘肃电力现货市场建设试点工作的亮点与经验主要有以下五个方面：
一是电力现货市场试点之初，甘肃就确定了适合省情的“集中式”市场模式，即“中长期差价合约+现货全电量竞价”模式。
二是在现货市场价格机制选择上进行了积极探索与实践。甘肃在坚持发电侧节点边际电价机制的同时，随着河东、河西分区电价价差的拉大，将用户侧原来执行的分区边际电价机制转变为统一结算点电价机制。
三是对现货市场申报与出清上下限价格进行了多轮次的适宜性调整实践。甘肃电力现货市场结算运行已经达5年之久，市场申报与出清价格上下限历经6次反复调整和实践检验。2023年至今，下限40元/兆瓦时、上限650元/兆瓦时的规定历经两年多的实践考验，得到了甘肃各类市场主体的普遍认同，最大限度地平衡了各类市场主体的利益，真实反映和体现了现货市场的供需与现货价格，保障了甘肃电力市场的平稳、有序、有效运行。
四是甘肃中长期电力市场合约历经多年的实践经验，于2025年终于取消了中长期签约比例限制，以及峰平谷电价人为划段与电价要求，将具有财务属性仅用于结算而不能实际进行实物交付的中长期差价合约量价完全交给市场主体决定。
五是积极推进市场主体全面入市。目前，甘肃的所有工商业用户、火电机组、水电机组、新能源场站、储能等已经全面入市。值得一提的是，甘肃新能源场站在电力现货市场试点之初就已经大规模入市，水电机组在2025年全面入市。
未来之路：深化改革道阻且长，
市场需“有效”、政府需“有为”
“蹄疾步稳”是甘肃电力现货市场试点的真实写照。笔者结合新能源高占比的甘肃电力现货市场的实践与经验，就相关焦点问题作如下探讨交流。
关于电力市场模式的选择
在全面建设新型电力系统的大背景下，相比“分散式”市场模式，“集中式”市场模式，即“中长期差价合约+现货全电量竞价”模式基本成为一个必然的选择。“集中式”市场模式在目前大多数省级电力市场试点过程中得到了实践检验，更加符合我国国情、省情，易与新能源高占比电力系统相适配，也便于与传统调度模式的衔接过渡，有利于省内与省间、区域市场及全国统一电力市场建设的协同发展。此外，“集中式”市场模式下，中长期合约是金融属性的差价合约，合约量价组合的控制需要市场主体对现货电价有较为清醒而相对准确的预测，否则，中长期合约不仅起不到“压舱石”作用，反而会因中长期合约的量价错配给市场主体带来极大的风险。现货市场运行的地区，的确不应再硬性规定中长期签约比例以及人为划段限价要求。因此，建议各地尽快修订有关不符合“集中式”市场模式及背离中长期差价合约财务属性的相关规定。
关于现货市场价格机制
发电侧节点电价机制已经得到了普遍认可与推行，争论在于用户侧选择节点边际电价、分区边际电价还是系统边际电价等机制。有一种观点坚持认为，对存在明显阻塞断面的地区，用户侧应该实行分区边际电价，这样可以引导用能项目投资向低价地区流动。另一种观点对此提出了反驳，既然发电侧实行节点电价，那为什么不直接提出用户侧也实行节点电价？反问的同时提出，用户侧选择哪种价格机制，不能仅仅考虑电网阻塞，也需要考虑对已有布局存量项目的影响；另外，增量项目在投资选址方面考虑的边界条件不单单是区域电价高低那么简单，用电负荷布局与发电装机布局不那么一致永远都是客观且普遍存在的，电网阻塞也难以通过发用电项目布局调整来轻易消除。因此，建议充分尊重地方政府的意愿，并将现货市场价格机制的选择权下放给地方政府，这既符合我国经济以“省为主体”的现实，也不会对电力在更大范围的资源配置带来太大的负面影响，应该坚持因地制宜的原则，鼓励各地开展差异化探索。
关于现货市场申报与出清上下限价格
就价格上下限而言，提高上限对发电企业特别是对煤电企业有利，反之降低上限对用电企业有利；提高下限对发电企业特别是新能源企业有利，但对光伏项目而言，装机高占比引起的“量价齐跌”困境仍将存在，“光伏+储能”是可预期的一种选择，拉大上下限差距对储能与可调负荷有利。现货市场申报与出清上下限价格设置，是对地方政府之“手”的平衡能力的考验，市场是否平稳健康运行是检验市场限价适宜性的重要手段。在考虑电力供需情况等方面因素以外，必须考虑当地的经济发展水平与经济社会承受能力；经济发展水平高或经济社会承受能力强的地区，限价可适当提高，反之应适当降低限价。不同于欧美国家，我国燃气机组占比极少，煤电机组在现货市场扮演策略报价者角色，其他市场主体基本是价格接受者。新能源高占比市场的现货价格曲线常常呈“凹”字形，新能源高出力决定了现货电价的低度，火电高出力决定了现货电价的高度。在新能源高占比市场，市场限价机制是限制市场力过度行使、防范价格异常上涨、保护用户合法权益的手段之一。此外，较高上限的价格设计意味着接近于采用稀缺定价机制，而稀缺电价将电能量市场价格上限与失负荷成本挂钩，使得在电力短缺时，能够通过供应短缺时的尖峰电价回收投资成本，不过，这将导致电能量市场与容量市场产生重叠。因此，建议对各地限价政策给予一定包容，充分尊重地方政府的意愿，并将限价权下放给地方政府。
关于系统边际价格出清
系统边际价格出清方式被用于电力现货集中竞争市场。经济学理论表明，在完全市场中，系统边际成本定价的原理是竞争市场电价等于系统边际成本。集中竞争市场中，竞价者都有按边际成本报价的动机，选择按边际成本报价是完全竞争市场中各参与者的最佳竞价策略。有学者进一步强调，按边际成本报价能够收回固定成本。这一理论提高了边际成本在电力市场中的重要性。在供求关系相对稳定、市场结构良好、体系与规则相对健全和完善的情况下，边际成本理论及这种竞价方法似乎闪烁着光芒，这种设计的合理或精妙之处在于：一是与传统经济调度成本最小的原则相吻合，二是对诚实投标者予以激励，防止市场博弈。然而，电力市场是一个不完全竞争市场，在市场信息方面存在众多“孤岛”与“非对称”现象。现实中，又有几个电力交易员彻底明白什么是边际成本、机组的边际成本是个什么样的曲线，并会按边际成本数据进行非递减报价？实践摸索、经验积累、先天灵性加后天努力才是电力交易员成长的必然之路，真正的“高手”只能在实战中诞生。市场结构、供需特性、出清规律、价格曲线、市场力影响成为交易员“策略性报价”时的关注焦点。电力市场建设惟有不忘初心，围绕价格形成机制这一核心建设，解决供需与价格矛盾这一基本问题，加强市场力监管及信息披露，才能最终实现资源优化配置与行业健康发展。
关于日前市场
“集中式”模式下，日前市场出清结算带有金融性质，其实质还是差价合同。特别是新能源高占比市场，日前市场难以准确预测出实际功率曲线，这急剧加大了日前市场与实时市场的偏差。具体到每个新能源场站特别是风电而言，受制于新能源短期功率预测不准的影响，日前市场出清结算势必增加一次量价风险。从甘肃电力现货市场运行的经验得出，日前市场申报、出清、结算中的“套利”诱惑与风险，使得市场主体不得不采取相应的对策，并因此催生了一大批日前市场“套利商”。新能源企业会根据日前电价与实时电价的高低预测情况，采取人为调整功率预测曲线的行为；用户为了“套利”或防止价差带来的风险，也会在日前市场中人为修改其计划用电曲线，即使这个用户不属于可调负荷；其实，可调负荷完全可以在实时市场进行需求响应。当然，其他相关市场主体也会根据判断，自主调整量价组合申报策略。上述行为使得日前市场金融属性凸显，导致日前市场出清与实时市场不耦合现象加剧，不利于现货市场正常功能和作用的有效发挥。因此，建议将新能源高占比“集中式”市场模式下的“双偏差”结算改为“单偏差”结算，即：将“日前出清结算”改为“日前预出清不结算”。日前市场仅用于预出清、不用于结算，专注做好日前机组组合等功用，并向市场主体发出现货价格趋势信息，保障市场运行的安全性和经济性。新能源高占比“集中式”市场模式下，“单偏差”结算有利于消除日前市场的金融属性，有利于新能源在现货市场中更专注于提高功率预测的准确性，有利于更好地发挥日前市场的电力电量预平衡等作用，有利于实现日前市场与实时市场耦合，发挥现货市场配置资源的效率。这才是优化、升级传统调度日前方式正确的“打开”方式。
关于容量市场
电力是一种具有公共属性的特殊商品，为方便和满足用户对电力的即用即取，就必须保持发电容量的充裕度，保障电力实时平衡及高可靠性。容量市场的意义在于补充机组在能量市场中的收入，确保长期投资的成本回收。这种机制主要包括以下几种类型：稀缺定价机制、战略备用机制、容量成本补偿机制、容量市场机制等。如何建设容量市场，各国各地各有不同，目前，我国选择的是“容量成本补偿机制”。国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)在总体思路中提出“逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。”然而，政策在实际落地过程中，“电能量市场用于回收煤电机组的变动成本，容量市场用于回收煤电机组的固定成本”近乎成了“铁律”。其实，“两部制”电价在输配电价中早已存在，1501号文下发后，煤电机组上网电价进入“两部制”时代，即煤电机组上网电价由电能量电价“市场化形成机制”与容量电价“政府定价机制”两部分组成，也就是说，煤电企业上网电价不是完全由市场形成的。然而，市场化形成容量电价机制应该成为方向，毕竟，容量补偿电价标准完全到位后，它的占比不是小数字，加之辅助服务也将向用户侧完全传导，发用电两侧的“神经”不得不紧绷着。探索和建立长期发电容量充裕机制有个过程，这是一块难啃的“骨头”，建议分省开展不同的试点探索。与现货市场价格机制的选择一样，应该坚持因地制宜的原则，鼓励各地开展差异化探索。发电企业的经营状况由成本、电价、利用小时数等共同决定，各地不同区域发电企业的经营环境与经营状况千差万别，容量电价“齐步走”“一刀切”显然不是优选方案。
关于水电全面入市
继火电、新能源全面入市后，下一步是水电、核电的全面入市。2025年，甘肃电力市场的亮点之一就是水电企业将率先进入市场。由于历史及建设成本等原因，水电机组上网电价“一机一价”问题至今没有得到彻底解决，本轮电改过程中，水电机组“一机一价”政策一直困扰着水电企业同权进入电力市场。2025年，甘肃电力市场的大胆创新具有突破性示范意义，这为今后全国水电企业与其他发电企业同权参与市场打开了一道“门缝”。水电机组全面入市是电力市场深入推进的必然要求与大势所趋。电力市场化改革会带来搁浅成本，发电企业的搁浅成本可以理解为由计划向市场转型导致发电资产市场价值与账面价值出现的差异。体制转换是有成本的，转换中产生的问题应该由政府负责处理，这为发电侧平等竞争提供了必要的条件。搁浅成本的回收方法一般可以采取政府买单或企业买单或用户买单等方式，也可以将几种方式结合起来。因此，建议从国家层面尽快组织研究电力市场化改革进程中遇到的水电机组“一机一价”、特殊定价机组的“一厂一价”或“一机一价”问题，对因体制转换导致的搁浅成本予以尽快规范或妥善处理，制定相关政策、原则及具体要求，鼓励各地开展差异化大胆探索；地方政府坚持因地制宜的原则，制定并落实“一省一策”“一机一策”解决方案。
关于市场力监管
市场力又称市场操纵力，是一种操纵或影响市场价格的能力，行使市场力就是行使市场操纵力。市场力是客观存在的，而行使市场力是主观意愿。市场力常见为结构型市场力、局部市场力等。结构市场力是指一些市场成员在市场中所占的市场份额相对较大，而产生的可能采取某些方式操纵市场价格的能力。局部市场力是指因为电网阻塞、电压支撑等电网安全原因必须调用某几台机组而产生的可能采取某种方式操纵市场价格的能力。市场成员拥有市场力，并不能判定其就一定在操纵市场。判断是否操纵市场，需要看市场成员是否行使其市场力，并企图左右市场价格。在省内市场空间或规模不大、新能源高占比市场、火电容量集中度较高的省级电力市场，发电机组更容易在现货市场行使其市场力。另外，当系统缺乏其他调节性资源时，煤电机组更加容易行使市场力。例如，通过研究市场结构、供需特性、出清规律，以及对现货价格的影响，有市场力的发电企业容易提高发电报价而行使市场力，并成为一种习惯。这种行使市场力的方式往往冠以“策略性报价”的头衔。机组以容量电价不到位为由，提出其在对现货市场行使市场力行为“豁免”的诉求，然而这种“你错在先、我错在后，所以我没有错”的逻辑要不得。随着现货市场在全国范围的全面推进，如何甄别电力现货市场中的“策略性报价”与“市场操纵力”，需要相关主管部门、监管机构加强开展市场力专项监管，完善监管手段，提升监管能力，重视监管队伍建设。
关于绿证市场
今后一段时期，全国电力工业处于“六期叠加”阶段：发电结构重大调整期，新型电力系统建设转型期，电力现货市场发育成长期，绿电（证）交易模式探索完善期，全国统一市场起步形成期和电力价值市场发现变化期。“六期叠加”会对不同市场主体、不同发电类型带来不同的利益调整。关于能源属性与环境属性，中国碳中和50人论坛特邀研究员吴必轩在《说说绿证和CCER的关系》一文中提到，“绿证”本质上是电力的“可再生属性”的法律权属证明。发电方在出售“绿证”之前，这个“可再生属性”在他自己手里。一旦电力用户买了“绿证”，这个“可再生属性”就转移到了用户手里。电能的环境属性是依附于能源属性的。只有在追踪、证明、确权电力的能源属性之后，才能谈环境属性，也就是机组的物理排放属性。对于电能来说，能源属性是核心，是事物的本源；环境属性附属于能源属性，是非电力属性。“集中式”电力现货市场模式下，电力中长期差价合约具有金融属性，正是这个金融属性决定了中长期差价合约的本质、功能与定位，它主要用于电力结算而不是电力的实物交付，那么，附属于能源属性的环境属性（价值）就无法在中长期差价合约中体现，“绿电”交易就不能实现绿色价值的外部属性内部化。综上，结合“集中式”模式下的电力现货市场建设，“绿证+配额制”是可再生能源实现“绿色/环境价值”的一个更加适宜的选择，修订当前执行的各省可再生能源消纳责任权重，完善可再生能源消纳机制，包括公平制定各地各行业配额指标，并与绿证市场交易进行有效衔接，是当下应该着重研究的事情。
关于其他方面
关于电力零售市场方面，建议全面系统总结各地零售市场的实践经验，研究分析存在的问题，尽快出台零售市场建设规范指南。在完善电力批发市场的同时，有序有效推进电力零售市场建设。同时，完善保底购电制度机制，降低或减少电网代理购电规模，直至完全取消工商业用户电网代理购电制度。此外，国家发改委印发的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号），明确将系统运行费用纳入到工商业用户用电价格中。这一文件的发布，标志着系统运行费在电价结构中独立核算，成为不可忽视的电价组成部分。系统运行费会不会变成一个“大杂烩”，各种费用都往里面装，要引起大家的关注。建议推动立法规范，在《电力法》《价格法》中增设“系统运行费”专章，确立法律地位。
总之，电力市场化改革过程中，要充分发挥市场“有效”与政府“有为”两个作用。电力市场政策与规则设计要紧密结合能源资源禀赋、产业经济结构、整体承受能力，才能助推经济社会健康平稳发展。在电改不断深入推进的过程中，建议定期或不定期对各市场主体的发用电成本、设备利用率、利润等走势变化情况进行系统全面地调查与对比分析，以此作为电力市场政策规则制定与完善的重要参考依据之一，这是检验或发挥市场“有效”与政府“有为”两个作用的方法论。
