如何推动电力市场价格机制迭代完善？

来源：中国能源观察 时间：2026-01-29 11:22

　　以优化价格机制完善电力市场价值体系建设

　　中国华能集团有限公司市场营销部呼思乐 赵笑康 杨海燕

　　当前，电力行业正经历深刻转型，新能源快速发展，其市场定位已逐步向“主角”转变。然而，转型非坦途：火电利用小时数持续下滑，现货电价低位震荡，峰谷价差激励效应衰减，其背后，折射出现行价格机制与新形势尚未完全匹配的现状。如何推动电力市场价格机制迭代完善，有效纾解发电企业经营压力，全面提升电力资源配置效率，已成为深化电力体制改革的核心课题。

　　电力市场供需新形势

　　近年来，我国新能源发展实现跨越式突破，截至2025年8月底，全国新能源总装机突破16.9亿千瓦，超越火电成为第一大电源；“十四五”期间新能源发电量占比以年均提高2.2个百分点的速度稳步提升，标志着新能源在装机规模和实际供电能力上实现“双跃升”。展望“十五五”和“十六五”，在“双碳”目标引领和政策、技术双轮驱动下，新能源装机预计将保持高速增长态势，年均新增规模有望维持在较高水平，进一步巩固其在能源消费增量替代中的主力地位。

　　随着新能源在装机容量和发电量占比上实现双重跨越，电力系统的物理特性和运行机制发生深刻变化，电力市场运行随之呈现出以下三大关键特征：

　　一是高比例新能源地区火电利用小时数持续下滑。新能源优先上网叠加调峰需求攀升，在用电需求平稳的背景下持续挤占煤电发电空间。以甘肃、辽宁为例，2022—2024年两省煤电机组利用小时数分别从5081、3402小时降至4351、2993小时，降幅显著。

　　二是高比例新能源地区现货电价长期低位震荡。新能源大发时段供电过剩拉低市场价格：2024年甘肃日前市场地板价（40元/兆瓦时）时长超3000小时，日前/实时均价分别为235.8、247.1元/兆瓦时；2025年辽宁现货连续运行至5月底，实时地板价（0元/兆瓦时）时长450小时，电价低于100元/兆瓦时占比近半。

　　三是市场峰谷价差不足，激励引导作用趋弱。多数省份现货价格“过度平稳”，未充分反映供需紧张时的稀缺价值。以甘肃为例，新能源大发时段（午间/夜间）风光零边际成本出力挤压价格至地板价附近；晚高峰虽边际成本上升，但受限于650元/兆瓦时上限，价格无法释放稀缺信号，形成“低谷托底、高峰封顶”的双向抑制，削弱了资源配置引导作用。

　　新形势下电力市场运行存在的问题及原因分析

　　（一）电价机制核心功能表达不畅

　　电价核心功能包括两个方面：成本补偿和传导资源配置信号。电价核心功能的实现，主要依托电价形成、运行和传导三个环节及各环节中市场机制的设计。电价形成机制主要包括电价形成方法及电价调整变化考虑的因素，目前存在成本定价和市场定价两种理论。随着我国新型电力系统建设和电力体制改革的深入推进，成本定价方法已经不能满足电力经济发展的需求；市场定价基于均衡价格理论和社会福利理论，由参与市场交易的各方通过竞争确定电价，能够激励主体充分响应系统需求，引导电力供应从“源随荷动”向“源网荷储互动”转变，提升系统经济运行效率和安全稳定运行水平，其优势在新形势下的电力工业发展运行中的作用越来越突出。此外，当前我国电力市场仍以电能量价值为中心，适应新型电力系统多维价值兑现的市场价格体系尚需健全。其中核心关键是电力市场优化空间不足：一方面火电申报曲线平缓，价格波动幅度窄；另一方面不具备调整能力和零边际成本的“刚性”供给压缩了市场优化空间。

　　（二）新形势下电力市场运行存在的问题

　　1.现货市场价格难以保障企业维持基本运营。

　　当前现货市场价格区间窄、峰谷价差不明显，传统火电难以通过高峰收入对冲低谷亏损；新能源和灵活调节资源的高价值服务在电力紧张时段无法获得合理溢价，投资与运营风险难以覆盖，导致可持续商业模式缺失。同时价格激励作用减弱：用户用电行为固化，高价时段减少；新能源长期在低价区间运行，难以支撑长期运营。

　　2.价格体系不足，弱化市场资源配置效率。

　　部分省份备用容量远超火电竞价空间，且缺乏备用辅助服务市场，导致备用资源长期无合理补偿。大开机方式进一步压低电能量市场价格，容量补偿不足抑制了灵活性资源投资，谷段供需失衡加剧，资源配置效率降低。

　　3.市场机制还需完善，成本补充机制亟待建立。

　　目前省级现货市场普遍未建立空载成本补偿机制，相关申报多仅作固定值处理，未实际结算。反观成熟市场（如PJM），通过“上抬费用”对非经济调度导致的收入缺口进行全额补偿，有效保障机组合理收益。

　　（三）原因分析

　　1.“受限”的价格形成机制。

　　（1）空载成本补偿缺失，发电企业难以依据单调递增的边际成本参与市场竞争。

　　空载成本是指发电机为维持同步转速所需付出的燃料成本，与出力水平无关，是机组开机状态下每小时需承担的固定成本。由于现阶段各省级现货市场中缺少空载成本等运行成本的补偿机制，同时受到二级限价机制限制，机组在高电价时段的收入难以弥补低电价时段的各项成本支出。为保证变动成本足额回收，经营主体通常会参考平均变动成本参与现货市场申报，发电侧报价曲线斜率较小，不同出力对应的报价价差较小，限制了现货市场峰谷价差的拉大。

　　（2）用户侧不报价参与市场，用户用能边际价值缺失，间接影响市场峰谷价差拉大。

　　从各省份电力现货市场的实际运行情况来看，当前用户侧参与机制存在显著差异。绝大多数省份的电力用户仅采用“报量不报价”模式参与市场——即仅申报用电需求量，不申报愿意支付的最高价格。这种模式下，用户对电能价值的主动定价权被削弱，真实用电需求弹性无法通过价格信号有效传导至市场。现货市场的出清价格主要由发电侧的报价行为主导，未能充分反映用户侧短时间尺度的用电弹性。

　　（3）现货市场价格区间较小，资源优化空间不足。

　　当前各省现货市场限价多参考机组会计成本，普遍设为1.5元/千瓦时以内，西北等地多设为不超过1元/千瓦时。该价格上限基本锚定当地最高成本机组发电成本及尖峰电价，未能完全体现供需紧张时电能的稀缺质量成本与机会成本，且大幅低于各地需求侧响应补偿标准。即便如此，部分地区仍通过进一步调低申报出清上限、设定结算均价上限、强化用户电价风险防范等方式，防止出现因市场供需偏紧导致的用户短期用电价格升高的情况。事实上，即便限价较高，高价仅会在供需极度紧张时段出现，供需平衡后主体间的博弈会迅速推动价格回归成本。如2022年省间现货限价10元/千瓦时，华东7—8月供需紧张时成交94.21亿千瓦时（占全年34%），送端均价1.91元/千瓦时，峰值8元/千瓦时——购电侧综合考虑自身用电效用价值后，通过申报高价保障用电稳定，这客观上体现了稀缺电力的价值。9—11月供需形势好转，省间现货成交均价迅速回归甚至低于发电成本，降至0.34元/千瓦时。

　　2.“受限”的价格运行机制。

　　（1）不具备调节能力的电源作为市场边界或被低价倾销，影响市场价格信号真实表达。

　　电力现货市场优化运行中，价格发现与灵活调节资源（火电、水电、储能等）功率经济分配是市场机制的核心。定价电源需满足15分钟级功率分配要求，能够基于现货电价信号动态调整发电出力，其报价是市场出清价形成的关键。但当前市场存在两大矛盾：一是核电、特高压直流等不可调电源受技术限制，调节速率低，难随电价动态调整，该部分出力无法有效参与定价；二是风光等零边际成本电源占比攀升，倾向申报报零或低价以优先出清。当无法灵活响应价格信号的特高压直流和零边际成本电源大规模参与市场优化时，会提供大量低价甚至零价的“刚性”供给，显著改变市场可优化的净负荷曲线形态，拉低整体出清价格水平。短期看，现货市场通过价格反映系统运行成本的作用减弱，电力商品价格和价值脱离，市场对灵活调节资源的激励作用大幅减弱；长期来看，可能影响调节资源的投资意愿。

　　（2）部分主体非理性追求发电量指标，造成市场价格信号失真。

　　市场外因素对经营主体行为的影响较为隐蔽却十分关键，典型表现为新能源企业在现货与中长期市场的申报策略存在显著分化：虽同为边际出清机制，在现货市场更倾向零价申报，中长期市场则不同。核心原因在于，中长期电价反映周期收益，企业追求稳定、规避长期零收益风险；而现货市场处于起步阶段，且存在大量带补贴项目参与，部分企业受“保利用率+赚补贴”思维驱动，选择申报地板价以维持优先消纳。新能源地板价申报虽压低了现货电价，实则将平衡成本转嫁给灵活性电源，系统总成本未显著下降；若高价时段收入难以弥补调节资源在低价时的亏损，将导致系统调节能力萎缩。

　　3.“受限”的安全价值体现。

　　系统备用容量的价值是安全价值中的重要组成部分。作为电力系统应对不确定性的核心保障机制，备用容量堪称电力“应急储备粮”——在机组故障、新能源和负荷波动时填补电力缺口，保障供电稳定。容量电价与备用市场是这一价值的关键载体，分别支撑系统长期可靠性与短期安全运行。

　　当前市场备用辅助服务市场缺位，发电侧虽提供备用容量服务、贡献安全价值，却无对应收益。可调节机组提供备用，需预留部分容量，无法满发，相当于放弃电能量市场的潜在收益（即备用机会成本）；若全容量发电，则失去备用服务收入。因此，提供备用的机组报价通常会考虑发电的预期电能量价格（机会成本）：若电能量市场出清价格很高，备用服务的机会成本就高，其价值或报价也会相应提高；反之亦然。

　　在电力现货市场出清环节，机组组合与经济调度需兼顾有功平衡、备用约束及经济性目标。但因省级备用辅助服务市场缺失，当前以发电成本最小化为目标的出清模型，未将机组提供备用的运行成本及机会成本纳入核算，引发两方面问题：一是开机容量偏离经济最优，模型为满足备用约束倾向多开机（尤其低成本机组），但因存在未计入备用服务的隐性成本，实际开机容量常超经济最优值，造成冗余；二是价格信号失真，冗余开机提升了低价机组边际出清概率，压低全天均价；同时，因未核算备用提供的安全价值，其对应的“安全溢价”未能在市场出清价格中得到合理补偿，最终形成“片面追求经济性目标、忽略安全性成本”的非均衡状态。随着高比例新能源接入电网，系统对快速调节能力与可靠备用的需求激增，亟须建立对可提供可靠容量和优质备用资源的经济补偿市场机制，引导资本投入，激励其保证优越调节性能，支撑电力系统安全可靠和经济高效运行。

　　面向新型电力系统下的价格机制优化建议

　　（一）拉大峰谷价差

　　通过更强烈的价格信号引导电力生产、消费与投资行为，优化系统运行：更高的高峰电价抑制非必要尖峰用电，更低的低谷电价激发谷段需求（如电动汽车充电、可调节工业负荷），在“填谷”的同时为储能（低充高放）、虚拟电厂（聚合资源响应信号）创造明确经济价值，培育长期经营环境，吸引社会资本投入灵活性资源。通过拉大峰谷价差最终实现削峰填谷、平滑负荷曲线，既缓解尖峰负荷压力、提升电网安全性，又扩大谷段消纳空间，助力风电、光伏等波动性新能源高效消纳；同时引导电网、发电、负荷侧资源优化投资，提升资源配置效率。

　　在市场价格限值上需预留交易意愿表达空间：一方面推动需求侧“报量报价”参与，传导用户高峰用能意愿；另一方面减少事前干预，让实时电价中的收支平衡、质量成本等分项真实反映市场情况。对申报出清区间过窄的地区，可适当放宽限价，构建供需高效互动、充分竞争的市场环境。

　　市场价格限值设定应尊重市场优化结果，但为稳定终端用能价格，仅当市场长期高位运行超过一定阈值或影响月度、季度终端电价时，才应在出清环节启动二级限价，发挥政府调控职能。同时，主管部门可加强市场监管，实施长周期收益率管制，保障峰谷价差策略公平实施，促进市场健康发展。

　　（二）建立合理的运行成本补偿机制

　　在国外成熟电力市场实践中，当现货市场出清价格低于火电机组边际成本或申报价格，且机组因系统需要被调用参与运行时，通常会按机组申报价格或实际发电成本给予全额补偿。借鉴这一机制，建议我国加快完善现货市场运行成本补偿规则：明确当现货市场出清价格低于火电机组成本时给予补偿，或在机组全天现货市场电费收入低于当日实际运行成本（含燃料、运维及合理收益）时，给予其运行成本补偿。此举可有效保障存量煤电等调节性资源的基本收益稳定性，避免因价格信号失真导致调节资源退出，推动现货市场回归基于边际成本的竞争，促进我国电力市场建设实现资源配置效率与市场公平性的动态平衡。

　　（三）加快备用辅助服务市场建设

　　备用辅助服务市场对系统安全保障、灵活性资源激励至关重要，与电能量市场联系紧密、相互影响，是电力安全价值的核心体现。二者协同优化可实现资源高效配置：如电能量电价低时，引导发电企业预留容量参与备用市场；备用需求高时，适度提升电能量电价激励机组开机，以此提升系统效率与效益。伴随新能源渗透率攀升，系统对旋转备用、快速爬坡等服务需求激增，传统无激励的免费备用模式难以为继。建设备用辅助服务市场，引导新型储能、抽水蓄能、燃气机组、需求响应、虚拟电厂等灵活性资源建设，提升市场效率与服务质效，保障系统安全、促进市场健康发展。

　　我国体制改革的后发优势，在于学习探路者的先进经验并结合自身特点改良优化，逐步更新完善市场机制和系统运行模式。功能完备、品种齐全的电力市场体系，以及能够灵敏反映供需变化和资源价值的电价机制，已被全球实践证实是高效反映实时供求、资源稀缺成本、不同能源技术价值及时空信号的关键途径。在新型能源体系构建中，这一机制能够最大限度推动煤电、新能源、储能、虚拟电厂和电动汽车等各类主体各展所长、各尽所能，找到与之匹配的应用场景、商业模式和价值定位，实现电力市场供需两端在短期与长期的动态平衡，助力我国新能源高质量发展。

责任编辑：王奕博