中國儲能網(wǎng)訊：當前，電力行業(yè)正經(jīng)歷深刻轉(zhuǎn)型，新能源快速發(fā)展，其市場定位已逐步向“主角”轉(zhuǎn)變。然而，轉(zhuǎn)型非坦途：火電利用小時數(shù)持續(xù)下滑，現(xiàn)貨電價低位震蕩，峰谷價差激勵效應(yīng)衰減，其背后，折射出現(xiàn)行價格機制與新形勢尚未完全匹配的現(xiàn)狀。如何推動電力市場價格機制迭代完善，有效紓解發(fā)電企業(yè)經(jīng)營壓力，全面提升電力資源配置效率，已成為深化電力體制改革的核心課題。
電力市場供需新形勢
近年來，我國新能源發(fā)展實現(xiàn)跨越式突破，截至2025年8月底，全國新能源總裝機突破16.9億千瓦，超越火電成為第一大電源；“十四五”期間新能源發(fā)電量占比以年均提高2.2個百分點的速度穩(wěn)步提升，標志著新能源在裝機規(guī)模和實際供電能力上實現(xiàn)“雙躍升”。展望“十五五”和“十六五”，在“雙碳”目標引領(lǐng)和政策、技術(shù)雙輪驅(qū)動下，新能源裝機預計將保持高速增長態(tài)勢，年均新增規(guī)模有望維持在較高水平，進一步鞏固其在能源消費增量替代中的主力地位。
隨著新能源在裝機容量和發(fā)電量占比上實現(xiàn)雙重跨越，電力系統(tǒng)的物理特性和運行機制發(fā)生深刻變化，電力市場運行隨之呈現(xiàn)出以下三大關(guān)鍵特征：
一是高比例新能源地區(qū)火電利用小時數(shù)持續(xù)下滑。新能源優(yōu)先上網(wǎng)疊加調(diào)峰需求攀升，在用電需求平穩(wěn)的背景下持續(xù)擠占煤電發(fā)電空間。以甘肅、遼寧為例，2022—2024年兩省煤電機組利用小時數(shù)分別從5081、3402小時降至4351、2993小時，降幅顯著。
二是高比例新能源地區(qū)現(xiàn)貨電價長期低位震蕩。新能源大發(fā)時段供電過剩拉低市場價格：2024年甘肅日前市場地板價（40元/兆瓦時）時長超3000小時，日前/實時均價分別為235.8、247.1元/兆瓦時；2025年遼寧現(xiàn)貨連續(xù)運行至5月底，實時地板價（0元/兆瓦時）時長450小時，電價低于100元/兆瓦時占比近半。
三是市場峰谷價差不足，激勵引導作用趨弱。多數(shù)省份現(xiàn)貨價格“過度平穩(wěn)”，未充分反映供需緊張時的稀缺價值。以甘肅為例，新能源大發(fā)時段（午間/夜間）風光零邊際成本出力擠壓價格至地板價附近；晚高峰雖邊際成本上升，但受限于650元/兆瓦時上限，價格無法釋放稀缺信號，形成“低谷托底、高峰封頂”的雙向抑制，削弱了資源配置引導作用。
新形勢下電力市場運行存在的問題及原因分析
（一）電價機制核心功能表達不暢
電價核心功能包括兩個方面：成本補償和傳導資源配置信號。電價核心功能的實現(xiàn)，主要依托電價形成、運行和傳導三個環(huán)節(jié)及各環(huán)節(jié)中市場機制的設(shè)計。電價形成機制主要包括電價形成方法及電價調(diào)整變化考慮的因素，目前存在成本定價和市場定價兩種理論。隨著我國新型電力系統(tǒng)建設(shè)和電力體制改革的深入推進，成本定價方法已經(jīng)不能滿足電力經(jīng)濟發(fā)展的需求；市場定價基于均衡價格理論和社會福利理論，由參與市場交易的各方通過競爭確定電價，能夠激勵主體充分響應(yīng)系統(tǒng)需求，引導電力供應(yīng)從“源隨荷動”向“源網(wǎng)荷儲互動”轉(zhuǎn)變，提升系統(tǒng)經(jīng)濟運行效率和安全穩(wěn)定運行水平，其優(yōu)勢在新形勢下的電力工業(yè)發(fā)展運行中的作用越來越突出。此外，當前我國電力市場仍以電能量價值為中心，適應(yīng)新型電力系統(tǒng)多維價值兌現(xiàn)的市場價格體系尚需健全。其中核心關(guān)鍵是電力市場優(yōu)化空間不足：一方面火電申報曲線平緩，價格波動幅度窄；另一方面不具備調(diào)整能力和零邊際成本的“剛性”供給壓縮了市場優(yōu)化空間。
（二）新形勢下電力市場運行存在的問題
1.現(xiàn)貨市場價格難以保障企業(yè)維持基本運營。
當前現(xiàn)貨市場價格區(qū)間窄、峰谷價差不明顯，傳統(tǒng)火電難以通過高峰收入對沖低谷虧損；新能源和靈活調(diào)節(jié)資源的高價值服務(wù)在電力緊張時段無法獲得合理溢價，投資與運營風險難以覆蓋，導致可持續(xù)商業(yè)模式缺失。同時價格激勵作用減弱：用戶用電行為固化，高價時段減少；新能源長期在低價區(qū)間運行，難以支撐長期運營。
2.價格體系不足，弱化市場資源配置效率。
部分省份備用容量遠超火電競價空間，且缺乏備用輔助服務(wù)市場，導致備用資源長期無合理補償。大開機方式進一步壓低電能量市場價格，容量補償不足抑制了靈活性資源投資，谷段供需失衡加劇，資源配置效率降低。
3.市場機制還需完善，成本補充機制亟待建立。
目前省級現(xiàn)貨市場普遍未建立空載成本補償機制，相關(guān)申報多僅作固定值處理，未實際結(jié)算。反觀成熟市場（如PJM），通過“上抬費用”對非經(jīng)濟調(diào)度導致的收入缺口進行全額補償，有效保障機組合理收益。
（三）原因分析
1.“受限”的價格形成機制。
（1）空載成本補償缺失，發(fā)電企業(yè)難以依據(jù)單調(diào)遞增的邊際成本參與市場競爭。
空載成本是指發(fā)電機為維持同步轉(zhuǎn)速所需付出的燃料成本，與出力水平無關(guān)，是機組開機狀態(tài)下每小時需承擔的固定成本。由于現(xiàn)階段各省級現(xiàn)貨市場中缺少空載成本等運行成本的補償機制，同時受到二級限價機制限制，機組在高電價時段的收入難以彌補低電價時段的各項成本支出。為保證變動成本足額回收，經(jīng)營主體通常會參考平均變動成本參與現(xiàn)貨市場申報，發(fā)電側(cè)報價曲線斜率較小，不同出力對應(yīng)的報價價差較小，限制了現(xiàn)貨市場峰谷價差的拉大。
（2）用戶側(cè)不報價參與市場，用戶用能邊際價值缺失，間接影響市場峰谷價差拉大。
從各省份電力現(xiàn)貨市場的實際運行情況來看，當前用戶側(cè)參與機制存在顯著差異。絕大多數(shù)省份的電力用戶僅采用“報量不報價”模式參與市場——即僅申報用電需求量，不申報愿意支付的最高價格。這種模式下，用戶對電能價值的主動定價權(quán)被削弱，真實用電需求彈性無法通過價格信號有效傳導至市場?，F(xiàn)貨市場的出清價格主要由發(fā)電側(cè)的報價行為主導，未能充分反映用戶側(cè)短時間尺度的用電彈性。
（3）現(xiàn)貨市場價格區(qū)間較小，資源優(yōu)化空間不足。
當前各省現(xiàn)貨市場限價多參考機組會計成本，普遍設(shè)為1.5元/千瓦時以內(nèi)，西北等地多設(shè)為不超過1元/千瓦時。該價格上限基本錨定當?shù)刈罡叱杀緳C組發(fā)電成本及尖峰電價，未能完全體現(xiàn)供需緊張時電能的稀缺質(zhì)量成本與機會成本，且大幅低于各地需求側(cè)響應(yīng)補償標準。即便如此，部分地區(qū)仍通過進一步調(diào)低申報出清上限、設(shè)定結(jié)算均價上限、強化用戶電價風險防范等方式，防止出現(xiàn)因市場供需偏緊導致的用戶短期用電價格升高的情況。事實上，即便限價較高，高價僅會在供需極度緊張時段出現(xiàn)，供需平衡后主體間的博弈會迅速推動價格回歸成本。如2022年省間現(xiàn)貨限價10元/千瓦時，華東7—8月供需緊張時成交94.21億千瓦時（占全年34%），送端均價1.91元/千瓦時，峰值8元/千瓦時——購電側(cè)綜合考慮自身用電效用價值后，通過申報高價保障用電穩(wěn)定，這客觀上體現(xiàn)了稀缺電力的價值。9—11月供需形勢好轉(zhuǎn)，省間現(xiàn)貨成交均價迅速回歸甚至低于發(fā)電成本，降至0.34元/千瓦時。
2.“受限”的價格運行機制。
（1）不具備調(diào)節(jié)能力的電源作為市場邊界或被低價傾銷，影響市場價格信號真實表達。
電力現(xiàn)貨市場優(yōu)化運行中，價格發(fā)現(xiàn)與靈活調(diào)節(jié)資源（火電、水電、儲能等）功率經(jīng)濟分配是市場機制的核心。定價電源需滿足15分鐘級功率分配要求，能夠基于現(xiàn)貨電價信號動態(tài)調(diào)整發(fā)電出力，其報價是市場出清價形成的關(guān)鍵。但當前市場存在兩大矛盾：一是核電、特高壓直流等不可調(diào)電源受技術(shù)限制，調(diào)節(jié)速率低，難隨電價動態(tài)調(diào)整，該部分出力無法有效參與定價；二是風光等零邊際成本電源占比攀升，傾向申報報零或低價以優(yōu)先出清。當無法靈活響應(yīng)價格信號的特高壓直流和零邊際成本電源大規(guī)模參與市場優(yōu)化時，會提供大量低價甚至零價的“剛性”供給，顯著改變市場可優(yōu)化的凈負荷曲線形態(tài)，拉低整體出清價格水平。短期看，現(xiàn)貨市場通過價格反映系統(tǒng)運行成本的作用減弱，電力商品價格和價值脫離，市場對靈活調(diào)節(jié)資源的激勵作用大幅減弱；長期來看，可能影響調(diào)節(jié)資源的投資意愿。
（2）部分主體非理性追求發(fā)電量指標，造成市場價格信號失真。
市場外因素對經(jīng)營主體行為的影響較為隱蔽卻十分關(guān)鍵，典型表現(xiàn)為新能源企業(yè)在現(xiàn)貨與中長期市場的申報策略存在顯著分化：雖同為邊際出清機制，在現(xiàn)貨市場更傾向零價申報，中長期市場則不同。核心原因在于，中長期電價反映周期收益，企業(yè)追求穩(wěn)定、規(guī)避長期零收益風險；而現(xiàn)貨市場處于起步階段，且存在大量帶補貼項目參與，部分企業(yè)受“保利用率+賺補貼”思維驅(qū)動，選擇申報地板價以維持優(yōu)先消納。新能源地板價申報雖壓低了現(xiàn)貨電價，實則將平衡成本轉(zhuǎn)嫁給靈活性電源，系統(tǒng)總成本未顯著下降；若高價時段收入難以彌補調(diào)節(jié)資源在低價時的虧損，將導致系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力萎縮。
3.“受限”的安全價值體現(xiàn)。
系統(tǒng)備用容量的價值是安全價值中的重要組成部分。作為電力系統(tǒng)應(yīng)對不確定性的核心保障機制，備用容量堪稱電力“應(yīng)急儲備糧”——在機組故障、新能源和負荷波動時填補電力缺口，保障供電穩(wěn)定。容量電價與備用市場是這一價值的關(guān)鍵載體，分別支撐系統(tǒng)長期可靠性與短期安全運行。
當前市場備用輔助服務(wù)市場缺位，發(fā)電側(cè)雖提供備用容量服務(wù)、貢獻安全價值，卻無對應(yīng)收益?？烧{(diào)節(jié)機組提供備用，需預留部分容量，無法滿發(fā)，相當于放棄電能量市場的潛在收益（即備用機會成本）；若全容量發(fā)電，則失去備用服務(wù)收入。因此，提供備用的機組報價通常會考慮發(fā)電的預期電能量價格（機會成本）：若電能量市場出清價格很高，備用服務(wù)的機會成本就高，其價值或報價也會相應(yīng)提高；反之亦然。
在電力現(xiàn)貨市場出清環(huán)節(jié)，機組組合與經(jīng)濟調(diào)度需兼顧有功平衡、備用約束及經(jīng)濟性目標。但因省級備用輔助服務(wù)市場缺失，當前以發(fā)電成本最小化為目標的出清模型，未將機組提供備用的運行成本及機會成本納入核算，引發(fā)兩方面問題：一是開機容量偏離經(jīng)濟最優(yōu)，模型為滿足備用約束傾向多開機（尤其低成本機組），但因存在未計入備用服務(wù)的隱性成本，實際開機容量常超經(jīng)濟最優(yōu)值，造成冗余；二是價格信號失真，冗余開機提升了低價機組邊際出清概率，壓低全天均價；同時，因未核算備用提供的安全價值，其對應(yīng)的“安全溢價”未能在市場出清價格中得到合理補償，最終形成“片面追求經(jīng)濟性目標、忽略安全性成本”的非均衡狀態(tài)。隨著高比例新能源接入電網(wǎng)，系統(tǒng)對快速調(diào)節(jié)能力與可靠備用的需求激增，亟須建立對可提供可靠容量和優(yōu)質(zhì)備用資源的經(jīng)濟補償市場機制，引導資本投入，激勵其保證優(yōu)越調(diào)節(jié)性能，支撐電力系統(tǒng)安全可靠和經(jīng)濟高效運行。
面向新型電力系統(tǒng)下的價格機制優(yōu)化建議
（一）拉大峰谷價差
通過更強烈的價格信號引導電力生產(chǎn)、消費與投資行為，優(yōu)化系統(tǒng)運行：更高的高峰電價抑制非必要尖峰用電，更低的低谷電價激發(fā)谷段需求（如電動汽車充電、可調(diào)節(jié)工業(yè)負荷），在“填谷”的同時為儲能（低充高放）、虛擬電廠（聚合資源響應(yīng)信號）創(chuàng)造明確經(jīng)濟價值，培育長期經(jīng)營環(huán)境，吸引社會資本投入靈活性資源。通過拉大峰谷價差最終實現(xiàn)削峰填谷、平滑負荷曲線，既緩解尖峰負荷壓力、提升電網(wǎng)安全性，又擴大谷段消納空間，助力風電、光伏等波動性新能源高效消納；同時引導電網(wǎng)、發(fā)電、負荷側(cè)資源優(yōu)化投資，提升資源配置效率。
在市場價格限值上需預留交易意愿表達空間：一方面推動需求側(cè)“報量報價”參與，傳導用戶高峰用能意愿；另一方面減少事前干預，讓實時電價中的收支平衡、質(zhì)量成本等分項真實反映市場情況。對申報出清區(qū)間過窄的地區(qū)，可適當放寬限價，構(gòu)建供需高效互動、充分競爭的市場環(huán)境。
市場價格限值設(shè)定應(yīng)尊重市場優(yōu)化結(jié)果，但為穩(wěn)定終端用能價格，僅當市場長期高位運行超過一定閾值或影響月度、季度終端電價時，才應(yīng)在出清環(huán)節(jié)啟動二級限價，發(fā)揮政府調(diào)控職能。同時，主管部門可加強市場監(jiān)管，實施長周期收益率管制，保障峰谷價差策略公平實施，促進市場健康發(fā)展。
（二）建立合理的運行成本補償機制
在國外成熟電力市場實踐中，當現(xiàn)貨市場出清價格低于火電機組邊際成本或申報價格，且機組因系統(tǒng)需要被調(diào)用參與運行時，通常會按機組申報價格或?qū)嶋H發(fā)電成本給予全額補償。借鑒這一機制，建議我國加快完善現(xiàn)貨市場運行成本補償規(guī)則：明確當現(xiàn)貨市場出清價格低于火電機組成本時給予補償，或在機組全天現(xiàn)貨市場電費收入低于當日實際運行成本（含燃料、運維及合理收益）時，給予其運行成本補償。此舉可有效保障存量煤電等調(diào)節(jié)性資源的基本收益穩(wěn)定性，避免因價格信號失真導致調(diào)節(jié)資源退出，推動現(xiàn)貨市場回歸基于邊際成本的競爭，促進我國電力市場建設(shè)實現(xiàn)資源配置效率與市場公平性的動態(tài)平衡。
（三）加快備用輔助服務(wù)市場建設(shè)
備用輔助服務(wù)市場對系統(tǒng)安全保障、靈活性資源激勵至關(guān)重要，與電能量市場聯(lián)系緊密、相互影響，是電力安全價值的核心體現(xiàn)。二者協(xié)同優(yōu)化可實現(xiàn)資源高效配置：如電能量電價低時，引導發(fā)電企業(yè)預留容量參與備用市場；備用需求高時，適度提升電能量電價激勵機組開機，以此提升系統(tǒng)效率與效益。伴隨新能源滲透率攀升，系統(tǒng)對旋轉(zhuǎn)備用、快速爬坡等服務(wù)需求激增，傳統(tǒng)無激勵的免費備用模式難以為繼。建設(shè)備用輔助服務(wù)市場，引導新型儲能、抽水蓄能、燃氣機組、需求響應(yīng)、虛擬電廠等靈活性資源建設(shè)，提升市場效率與服務(wù)質(zhì)效，保障系統(tǒng)安全、促進市場健康發(fā)展。
我國體制改革的后發(fā)優(yōu)勢，在于學習探路者的先進經(jīng)驗并結(jié)合自身特點改良優(yōu)化，逐步更新完善市場機制和系統(tǒng)運行模式。功能完備、品種齊全的電力市場體系，以及能夠靈敏反映供需變化和資源價值的電價機制，已被全球?qū)嵺`證實是高效反映實時供求、資源稀缺成本、不同能源技術(shù)價值及時空信號的關(guān)鍵途徑。在新型能源體系構(gòu)建中，這一機制能夠最大限度推動煤電、新能源、儲能、虛擬電廠和電動汽車等各類主體各展所長、各盡所能，找到與之匹配的應(yīng)用場景、商業(yè)模式和價值定位，實現(xiàn)電力市場供需兩端在短期與長期的動態(tài)平衡，助力我國新能源高質(zhì)量發(fā)展。
