改革是电力行业发展的核心驱动力之一。进入“十四五”以来，在我国“双碳”目标的提出，以及能源安全韧性的拷问下，新一轮电力体制改革全面提速，为构建新型电力系统探索适配的“软件系统”。
（来源：电联新媒 作者：翁爽）
根据国家能源局公布的数据，2025年一季度，我国风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦，累计装机达到14.82亿千瓦，超过火电装机规模（14.51亿千瓦）。在新能源大规模发展及电力系统高比例新能源渗透的背景下，电力系统从“计划主导”向“市场驱动”的转型已刻不容缓，市场机制不仅是政策工具箱中的关键选项，更是撬动能源体系系统性变革的重要支点。本刊记者针对“十五五”电力市场的建设与发展专访华北电力大学教授、现代电力研究院院长张粒子。面对全国统一电力市场加快推进的形势，张粒子指出，我国深化电力体制改革要注重机制改革与体制改革的相互协调，下一步要以系统完善的制度设计健全市场体系、推动市场规范发展。
“以体制与机制协同改革促进
全国统一电力市场体系建设”
2022年1月，国家发改委、国家能源局联合出台《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，指出“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、现货市场与辅助服务市场联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。”在“十五五”期间，电力市场建设将迎来高峰期。
张粒子表示，站在“十四五”收官，“十五五”即将开局的关键时点上，电力体制改革进入了全国统一电力市场建设加快、电力市场体系逐步完善的新阶段。这一阶段的重点任务在于机制与体制要相适应，推动电力市场规范、和谐、有序发展。
自2015年开启新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设加快推进，发用电计划逐步放开，多层次统一电力市场体系初步建立。在新一轮电改的前10年，输配电价机制改革、发电上网电价和工商业用电价格等市场机制改革方面取得了显著突破；体制改革方面的主要举措是引入售电竞争和增量配电网，以及电力投资主体多元化，经过多年的探路实践，电力投资主体多元化有效地促进了新能源和储能企业、售电公司的发展，部分地区的增量配电改革在地方政策支持下取得初步进展，售电机制改革实现了初步突破。“过去十年，我国电力体制改革主要侧重于市场机制的改革，购、售电主体市场意识明显增强，但机制改革与体制改革之间、各种市场机制之间的协同性欠佳，如电力规划与价格政策及市场机制之间、省域电力市场结构与市场模式之间、电力中长期市场与现货市场、辅助服务市场与现货市场之间等存在不协调问题，进而造成市场规则不规范，市场价格扭曲，市场效率损失等现象。体制与市场机制和价格政策相互影响、互为前提。”张粒子表示。其他建立电力市场的国家，为实现电力竞争而实行的电力体制改革方案不同，所建立的市场机制和电力政策也不同，我国可借鉴但不能照搬。因此，张粒子强调要在规范现货市场的同时，加快建设辅助服务市场，完善与我国电力体制相适应的容量机制和相关政策，形成体系完整、机制协同的电力市场体系。
电价政策与电力规划协同促进新能源可持续发展。在“十五五”电力发展中，电价政策与电力规划的协同性将显著增强。“以136号文为例，它既约束电力规划，同时也支撑电力规划。具体来说，136号文在要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成的同时，建立了新能源可持续发展价格结算机制，使纳入机制的新能源项目收益具有基本保障，对于促进新能源的持续投资具有激励作用，而每年新增纳入机制的电量规模则由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定，未纳入机制的新能源上网电量只按电力市场交易价格结算，且机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，这就在一定程度上具有约束过度投资、避免资源浪费的作用。”
张粒子指出，要完善电力市场体系，发展辅助服务市场和容量机制，以保障新型电力系统安全、可靠、绿色和经济性。“新能源入市带来的风险主要有两方面。一方面是电力资源供给方的风险：对于新能源发电企业而言，参与市场将面临收益不确定性风险，对此，136号文推出的‘机制电价’已给予了激励约束兼容的政策支持；对于独立储能企业而言，可能失去来自于新能源企业为满足配储要求的储能容量租赁合同；对于传统电源而言，或将由于新能源发电全面参与市场导致电力市场平均价格大幅度下降、火电机组发电小时数进一步下降，而带来收益不确定性风险。另一方面是系统运行风险：随着新能源的进一步发展，如果缺乏有效的市场机制和政策保障机制以促进成本回收、激励市场主体提供充裕的可靠容量和灵活调节容量资源，就可能引发系统安全风险和电力短缺等潜在危机。”因此，张粒子强调要根据我国电力体制完善容量机制。下一步根据新型电力系统建设进展，需要定期做可靠发电容量充裕性和灵活性调节容量充裕性分析，在现有的煤电容量电价机制基础上，构建包括可靠容量和灵活调节容量的容量充裕性保障机制，将更多的电力资源纳入容量机制，并对增量容量资源实行市场定价机制以提高经济性。张粒子表示，“将所有电源纳入容量机制之中，更有利于推动各类电力资源全面进入电力现货市场和辅助服务市场，在电力市场上同台竞价、公平竞争。但容量市场机制（集中交易）和容量补偿机制都要以政府确定的容量需求为基础，而且容量成本要以费用分摊方式让电力用户承担，与终端用电价格密切相关，这也对今后政府制定电力规划提出了更高的要求。
输配电价改革需要聚焦于结构优化这一重点。在增量配电改革方面，张粒子表示，增量配网的有效运营需要输配电价结构改革的支持。过去十年，我国输配电价改革取得了显著成效，输配电服务的成本监审和定价向着规范化、科学化和精细化等方面不断完善。但面对全国统一电力市场建设、区域电力市场建设、分布式新能源快速发展、增量配电推进的诉求等复杂市场环境的挑战，省级电网输配电价机制和跨省跨区输电价格机制需要借助价格结构优化来实现进一步完善。“所谓结构优化，主要有六个维度的问题：一是输配电费承担主体如何确定，理论上，跨省跨区送端和受端，省内终端用户、增量配电网/源网荷储一体化企业，发电企业等都是电网的用户；二是计价形式，即电价单一制电量/容量与两部制的制式优选；三是价区划分，即是否考虑发用电主体位置，提供空间信号；四是各电压等级输配电价价差的确定；五是分时与否选择；六是网损的计费方式择取及系统平衡费用与输配电价的关系等。”张粒子表示，“优化输配电价结构是公平分摊输配电成本，提高电网投资和运行效率，促进增量配电网、源网荷储一体化等新型需求侧主体发展，进而实现资源优化配置、促进新型电力系统建设的关键。”
完善中长期市场，促进售电公司开展需求侧管理，将现货市场价格信号传导至终端用户。“在放开竞争性环节改革的推动下，我国售电侧市场加快形成，售电公司迅速成长。作为连接发电与用户端的纽带，售电公司理应在电力市场中发挥助力用户提高用电效率、优化用电模式、促进清洁能源发展等重要作用，但实际上，当下售电公司职能十分单一，大多数售电公司仍停留于开展电力购销业务的初级阶段，仅仅充当着电力‘搬运工’的角色，其应有的功能作用并未有效发挥。”张粒子分析道，一般来说，售电公司在零售市场与电力用户确立售电服务关系，在开展需求侧管理方面具有优势，然而，当前电力中长期市场和现货市场协同性存在较大不足，零售市场并没有把现货市场价格信号传导给用户。由于中长期市场的交易产品及其交易价格与结算机制没有很好地反映现货市场的价格变化规律，因此，售电公司也缺乏动力制定考虑现货市场价格变化和用户用电特性的差异化价格菜单，目前各地开展需求侧响应还主要靠政府出台政策扶持。因此，在一定程度上，零售市场与电力中长期交易机制相互掣肘，前者不能促进后者与现货市场协同发展，后者也不能激励售电市场开展有效竞争。建议推动中长期市场与现货协同发展，使各地中长期市场交易产品及其价格机制能够反映当地现货市场价格的变化规律，促使售电公司制定适用于不同类用电特性用户的价格套餐，促进系统电力平衡，充分利用可再生能源，助力系统高效调节，发挥售电公司更高维度的价值。
近年来，虚拟电厂、源网荷储、绿电直供、智能微网等新业态新模式层出不穷，此类新模式在行业内被广泛关注，但多停留于“概念响”而“落地难”的阶段。“目前，电力现货市场不规范、不完善，电力辅助服务市场建设滞后，不仅影响现货市场价格反映实际市场供需情况，而且有碍新型电力主体有效地参与资源市场化配置；我国现行的省内全电量集中竞价电力市场模式以及输配电价结构难以适应未来种类众多的新业态、数量众多的新主体发展。”张粒子表示，“在‘十五五’期间，此类新业态和新模式是否能够发展得起来，还有赖于省内电力市场建设和省级电网输配电价结构优化工作的推进。”
“规范的现货市场是建立对冲风险机制的前提和基础”
随着市场化改革持续深化，进一步放开发用电计划，推动更多主体参与市场是必由之路，更加多元化的主体参与市场，也有助于形成更加真实反映市场供需的现货价格。
新型电力系统下新能源结构性占比逐步提高，其出力的不确定性使短期电力供需变化幅度加大，由此也将引发更高的电价风险，对市场主体的经营效益形成冲击，市场主体对风险管理的需求日益增长。张粒子表示，规范运行的电力现货市场是建立有效的电力中长期市场及电力金融衍生品市场等风险管理工具的前提。“如果没有一个可预期的现货市场，金融衍生品就如‘无根浮木’。目前，现货市场纳入的供需主体不全面、市场规则尚未稳定、缺少长效机制，甚至有的现货市场信息披露不完善、交易结果不合理。现货价格是中长期交易以及期权和期货等金融衍生品交易价格之‘锚’，在现货市场不完善、价格失真的情况下，或者电力中长期市场机制与现货市场机制欠协同，这两个市场对冲风险的功能就不能有效地发挥作用，市场风险管理也就无从谈及。因此，在新能源已全面入市的背景下，更需加快形成更加规范高效的现货市场，同时还要加大力度完善电力中长期市场，使之适于电力市场风险管理。”张粒子分析道。
张粒子建议，规范现货市场，首先要将抽水蓄能和新型储能及需求响应等调节性电力资源纳入现货市场，以形成较为稳定的现货市场交易规则、提高市场效率和促进容量机制完善。调节性电力资源决定了系统短期边际成本，但在我国绝大多数现货市场，许多调节性资源还没有参与现货交易，因此使得系统净负荷高峰时段的现货市场价格被压低，而计划调用灵活性资源并给予政策性成本补偿，可能欠补偿或过补偿，若欠补偿则不能有效地调动市场主体提供灵活性资源的积极性，若过补偿则不能发挥市场机制优化配置资源、降本提效的作用。
“跨省跨区交易机制需与地方政府
保供稳价责任加强协同”
在建设全国统一电力市场的战略框架中，健全和完善跨省跨区电力交易机制是亟需攻克的重要命题。我国能源资源与负荷中心逆向分布，开展跨省跨区送电是解决资源与需求空间错配的关键手段。
张粒子指出，统一电力市场建设的重点任务之一，是明确现行的容量电价机制与电力规划体制、全国统一电力市场机制与地方政府保供稳价责任如何协同等。
从经济学原理出发，一个充分竞争的市场，应是供需大致平衡的市场。长时间尺度严重的供不应求或者供过于求，都难以形成高效竞争的市场。而我国资源与负荷逆向分布的现实，使得大部分省份在本地难以形成供需平衡的格局，再加上省内市场力和新能源消纳等问题，因此，建设区域电力市场客观上是一个必然选项。张粒子分析道，在区域市场中，如果从资源优化配置的市场机制角度来看，资源将流向价格竞争力强的地区。但省内保供稳价的现实需求也应得到相应的保障。“机制要与体制相配套，确定保供稳价责任主体是跨省跨区市场机制设计的前提条件；前提条件不同，可行性机制设计方案就不同。当前，各省政府承担保供稳价的主体责任，在区域现货市场建设中，如果以全电量集中优化的模式组织多省（区）的市场交易，对于省内的保供可能形成较大挑战。因此，目前比较现实的选择是在保障各地区电力供应的前提下通过区域电力现货市场开展余缺互济和资源优化配置。”张粒子表示，“同时，要加快落实跨省跨区容量电价机制，这是全国统一电力市场建设环境下各地区保供稳价和电力规划的基础。此外，还要完善跨省跨区输电价格机制，如跨区输电权机制建设、跨省跨区输电价格结构优化等。”
尽管国家发展改革委、国家能源局出台的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）对于纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，明确了其容量电费分摊比例和履约责任等内容，但在实际操作中，跨省跨区送电的煤电机组容量电价并未落实，由于容量机制尚未实现省间与省内的有效衔接，造成权责不明确，因此不同区域间如何合理分配容量调节成本也迟迟无法达成共识。跨省跨区煤电和风光火/水储一体化大基地发电容量电价不落实，则不利于这些电源在跨省跨区交易中获得合理的收益，进而影响规划项目的投资建设和存量资源的公平竞争与高效分配。
张粒子指出，随着电力市场建设逐渐迈入“深水区”，已经不能仅仅停留于市场“跑起来”的初级目标，需要对电力市场体系进行统筹规划设计和建设，而非以“打补丁”方式掩盖真正的深层次问题。“初始设计和起步方案没有系统性的考虑，修修补补再往下走只会更加艰难。”张粒子表示。
本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2025年4期，作者系本刊记者。
