辽宁电力市场走向成熟尚面临四大挑战
来源：电联新媒 时间：2025-12-03 11:21
辽宁省作为东北地区的电力负荷中心和能源转型关键区域，近年来在电力市场化改革方面取得显著进展，特别是在东北地区率先实现电力现货连续结算试运行，市场交易规模持续扩大，规则体系日益完善。然而，随着改革步入深水区，一些结构性、机制性问题逐渐凸显，制约了市场资源配置效率的进一步提升，也影响了能源转型目标的顺利实现。当前，辽宁省电力市场面临流动性不足、价格信号失真、成本补偿机制不健全等多重挑战。本文旨在系统梳理当前辽宁省电力市场存在的主要问题，并据此提出有针对性的优化建议，为推动该地区电力市场实现高质量、可持续发展提供决策参考。
辽宁省电力市场发展现状与架构特征
辽宁电力市场建设始于2015年新一轮电力体制改革。作为东北电网的负荷中心及东北地区用电量占比超过50%的核心区域，辽宁电力市场发展与其区位特点及经济转型需求密切相关。长期以来，辽宁面临着传统计划体制与市场化发展之间的矛盾，特别是高比例供热机组和快速发展的新能源对电力系统平衡提出了更高要求。
2021年，辽宁省被正式列为国家第二批电力现货市场建设试点，标志着其电力体制改革进入以现货交易为核心的新阶段。在试点推进过程中，辽宁于2023年1月、9月及2024年7月、9月先后开展了四次短周期结算试运行，并于2024年11月完成整月结算试运行。在市场规则体系建设方面，辽宁逐步构建并优化了以“一个主体规则、多个配套细则”为核心的框架体系，覆盖了中长期交易、现货市场和辅助服务等关键领域。
2025年3月，辽宁电力现货市场进入连续结算试运行阶段，成为东北地区首个实现电力现货市场连续化结算的省份，市场参与主体涵盖火电、核电和新能源等。全年交易规模预计将突破1200亿千瓦时。
辽宁省当前市场存在的不足
市场流动性不足，制约价格发现功能
一是对发用电双方实施中长期高比例签约要求。根据现行规定，发用电双方年度交易合约电量原则上不低于实际发用电量的80%，中长期交易合约签约电量则不低于90%。该机制的初衷在于稳定电力供需秩序、保障能源安全，但由于强制推行中长期高比例签约，容易导致交易价格长期固化在特定区间，使得上游燃料成本（尤其是煤炭价格）的波动难以通过电价机制顺畅传导。这种价格传导阻滞削弱了市场在电力资源配置中的核心作用，既无法有效激励发电企业根据成本变化灵活调整供给，也难以引导用户形成合理的节约用电行为，最终影响电力市场的动态平衡与高效运行。
二是设置获利回收机制，限制了市场流动性。理想的电力市场设计应允许各类经营主体根据自身风险承受能力和对市场走势的判断，自主灵活地配置中长期合约与现货交易电量比例，从而激发市场主体参与的积极性，优化资源配置。然而，辽宁目前对市场结算设置了以下四类回收费用，形成干预，建议予以取消。
发电侧中长期缺额费用：对火电、核电发电机组省内中长期月度合约总量低于月度实际上网电量70%的部分，以及风电、光伏低于50%的部分进行回收；新能源超额获利回收费用：对选择“报量不报价”方式参与现货市场的新能源场站，实时市场每个时段实际上网电量与日前市场申报的短期功率预测电量偏差超出±20%的部分进行回收；用电侧超额获利回收费用：对售电公司实时市场每小时实际用电量与日前市场申报电量偏差超出±20%的部分进行回收；用户侧中长期缺额考核费用：对批发市场用户省内中长期月度合约总量低于月度实际用电量60%的部分进行回收。
这些回收机制客观上抑制了市场流动性，不利于形成灵活高效的市场环境。
市场补偿价格长效机制尚未建立
一是全容量补偿机制缺失。目前，辽宁省仅对燃煤机组实行容量补偿政策，且未实现全额补偿，现行标准为每年100元/千瓦。近年来，新能源装机容量快速增长，由于风电、光伏等出力具有间歇性和波动性，火电机组角色已由主力发电逐步转向调峰和备用服务，利用小时数显著下降。随着新能源占比进一步提高，电网对火电机组有效容量的需求日益迫切。现行补偿机制单一且标准偏低，难以适应电力系统转型需要，亟需建立覆盖所有提供有效容量机组的全容量补偿机制，通过合理核定成本、优化补偿标准，有效激励各类机组保持调节能力，为电力系统安全稳定运行提供坚实保障。
二是成本补偿机制不完善。辽宁省在推进新能源电价市场化改革过程中，虽已初步建立成本补偿机制，但目前主要涵盖启动补偿和必开补偿，尚未覆盖空载运行成本及上抬费用等关键成本类型，导致部分机组难以完全回收变动成本。随着新能源装机占比持续提高，火电机组启停频次上升、空载运行时间延长，变动成本压力进一步加大。若长期无法实现变动成本的足额回收，将影响机组参与辅助服务的积极性，甚至可能因经营压力导致部分机组退出备用容量供给，削弱电力系统的调节灵活性与安全冗余。为此，有必要通过成本监审，对相关机组在电能量市场中无法回收的变动成本予以补偿。
市场限价设置不科学
一是二级限价设置影响系统调节能力的发挥。当电力现货市场全天统一结算点加权均价超过燃煤基准电价的1.5倍时，结算环节会将各时段节点电价等比例缩小；而在现货市场价格连续48小时高于年度中长期合约价格的2倍后，相应时段的日前和实时现货市场价格则按年度中长期合约价格的2倍进行结算。尽管该二级限价机制旨在防范电价异常波动，但在短期供应紧张的情况下，反而削弱了电价对用户用电行为的引导作用，造成价格信号失真。
二是现货市场申报与出清下限的设定严重削弱价格信号功能。目前，辽宁电力现货市场将申报与出清限价统一设定为0~1500元/兆瓦时，未充分考虑新能源在电力市场外通过绿证交易等方式获得的额外收益。这些额外收益使得新能源即使在低价发电时仍具备盈利空间。在用电低谷时段，叠加新能源集中出力和传统电源持续供电，实际电力供应远超需求。依据电力市场规律，此时应通过低价甚至负电价发出调节信号，引导部分电源合理停机或调减出力。然而，现行下限价格无法实现这一调节目标。
辅助服务机制建设滞后
一是辅助服务交易品种与电力现货市场之间缺乏协同。目前，辽宁虽已推动调频辅助服务市场化交易，通过市场机制引导机组提供调频响应、平抑频率波动，但备用服务市场仍处于空白。备用服务作为保障电力系统安全的重要支撑，其缺失对电力现货市场运行带来风险：备用容量的无序占用会破坏市场供需平衡，一旦出现供电缺口，极易引发频率、电压异常，甚至导致大面积停电，直接威胁电力系统安全稳定运行。同时，缺乏备用服务也降低了新能源消纳的灵活性。
二是辅助服务市场费用分摊方式存在公平性问题。根据国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）要求，电力现货市场连续运行后，辅助服务费用应遵循“谁受益，谁分摊”原则，由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。然而，辽宁目前的调频辅助服务费用仅由参与省内现货电能量市场的发电企业并网发电单元，以及电化学储能、热储能、虚拟电厂等新型经营主体承担。用户侧作为辅助服务的实际受益方，并未额外支付相关费用。
辽宁省电力市场高质量发展的针对性建议
一是优化中长期高比例要求，兼顾稳定与灵活。建议逐步放开现行年度、月度中长期签约高比例要求，允许市场主体根据市场预期自主确定合约比例。放开电力中长期高比例签约限制对发用电双方均具有显著益处。对发电侧而言，降低签约比例约束可增强市场灵活性，减少因强制高比例签约导致的现货价格扭曲风险，例如避免因中长期合约覆盖过高而引发的负电价现象，同时通过现货市场价格信号更精准反映供需变化，提升机组调节能力与收益空间。对用户侧而言，放宽限制允许其根据实时市场动态调整中长期合约比例，降低因锁定高价合约带来的成本压力，在现货电价低位时增加购电量以降低用电成本，并通过参与分时段交易、需求响应等机制优化用能策略，提升套利空间。此外，发用电双方均能通过市场化机制更高效地对冲价格波动风险，促进电力资源跨时空优化配置，推动新能源消纳与电力系统灵活性提升。
二是探索建立全容量补偿机制。建议积极探索并建立健全发电侧容量补偿机制。此举是适应新能源大规模并网、保障电力系统安全稳定运行的关键措施。其核心突破在于打破传统单一的电量补偿模式，将补偿范围从燃煤机组全面扩展至所有具备可靠容量支撑能力的灵活性资源，包括完成深度调峰改造的燃煤机组、启停响应迅速的燃气机组，以及可独立提供容量服务的新型储能设施等。在制定补偿标准时，应构建多维评估体系，精准核算各类资源的固定投资成本与全生命周期运维成本，并充分考虑其在角色转变过程中所产生的机会成本。通过设定兼具公平性与经济激励的补偿标准，确保各类灵活性资源在非主力发电状态下仍能覆盖成本，维持良好的技术状态。该机制将有效夯实电力系统应对新能源波动的“压舱石”基础，为高比例新能源消纳和能源结构转型提供坚实支撑。
三是优化二级限价机制设计，调整申报与出清下限机制。摒弃单一基准价触发模式，综合燃煤成本、供需紧张系数、负荷价值等多维度设定动态触发阈值，优化替换方式，取消 “等比例缩小” 的刚性管控，采用分时段差异化调节：供应紧张时段适度放宽上限，通过价格激励发电侧增供；非极端场景仅对超额收益部分回收，保留基础价格信号的引导功能。针对新能源，扣除绿证等额外收益后测算合理下限，允许其申报负电价，若现货价格仅设为0，无法对冲隐性收益。在低谷时段，通过负电价信号引导新能源合理减发、传统机组停机调峰，从而更准确地反映系统供需状况与资源价值。
四是健全辅助服务市场体系，推动与电力现货市场深度协同。为构建与电力现货市场协同的备用服务市场体系，建议参照国家相关交易规则，尽快启动省内备用服务市场化建设，鼓励发电企业、储能等主体申报容量和价格。同时，建立电力现货市场与备用市场联合出清机制，将备用容量成本纳入现货价格形成体系，避免因无序占用资源而影响供需平衡。此外，必须严格落实“谁受益、谁分摊”的原则，深化辅助服务费用分摊机制改革。目前，调频费用仅由部分发电侧主体承担，未能体现用户侧作为电力系统稳定运行的最终受益者所应承担的责任。应严格遵循国家最新政策导向，在电力现货市场连续运行后，明确将辅助服务费用合理传导至用户侧，建立由用户用电量与未参与交易的上网电量共同分担的机制。此举不仅有助于形成更清晰、准确的价格信号，引导全社会资源优化配置，还能增强各市场主体共同维护系统安全的意识和责任感。
辽宁省电力市场已实现从试点探索到连续平稳运行的关键跨越。然而，当前存在的流动性不足、补偿机制不完善、限价政策约束以及辅助服务市场机制等问题，本质上反映了市场化改革进程与电力系统转型需求之间的结构性矛盾。这些问题不仅削弱了价格信号对真实供需关系的反映能力，也制约了系统灵活调节潜力的充分发挥，更影响了包括灵活性资源在内的各类电源的可持续发展。为推动市场向更高效、更安全、更可持续的新阶段迈进，必须坚持市场化改革方向，系统性地优化相关机制设计。通过上述举措，有望充分释放市场活力，精准传导成本信号，有效激励多元资源共同维护系统安全稳定运行，最终助力辽宁构建一个与高比例新能源发展相适配、竞争充分、运行稳健、效率卓越的现代电力市场体系。
责任编辑：刘础琪
