自2015年3月15日“中發9號文”開啟我國第三輪電力體制改革以來，我國電力市場化探索步入第9個年頭，從最初的緩慢推進、小心試錯，到現在已初步形成規模龐大、運行平穩的市場體系，逐步建立現貨電能量、輔助服務、容量價值、綠電交易、金融衍生品等多元電力商品的市場化體系，并明確了2030年建立全國統一電力市場的戰略方向。面向2030年國家能源電力重大戰略目標，“十四五”期間，我國電力市場化改革要同步推進“縱向深挖多元市場機制引導潛力”和“橫向擴展資源市場化調度的區域協同”，推動新型電力系統的有序平穩轉型。

新一輪電力市場化改革的總體原則與階段性進展

我國電力市場化改革按照“管住中間、放開兩頭”的要求，實施“中長期交易為主、現貨交易為輔”的改革策略，推動發用電有序放開，逐步完善“中長期+現貨+輔助服務+……”的市場運行框架，提升資源配置效率和引導電力低碳轉型。我國電力市場化改革進程是以2~3年為一個階段，不斷試錯、糾錯、創新和完善，逐步打開市場化交易局面。

第一階段（2015~2017）：2015年出臺電力市場化改革的頂層設計后，有長達兩年的“空轉期”為改革醞釀開局環境，避免2002年改革失敗的歷史重演；

第二階段（2017~2020）：2017年電力中長期交易和現貨市場試點工作的開展是我國真正邁入市場化改革的標志，并且在三年時間內取得了輸配電價核定、現貨試點長周期連續結算試運行和敲定中長期交易規則等標志性成績；

第三階段（2020~2023）：在電力保供壓力陡增的局勢下，我國推動煤電價格進一步放開、燃煤發電量原則上全部進入市場、工商業用戶全部進入市場，電力市場的“計劃”“市場”屬性此消彼長的局面已經凸顯，在特高壓輸電網絡的支撐下，建立全國統一電力市場體系的條件基本成熟，以全國市場建設帶動地方（省/區域）市場建設，以地方市場探索基礎機制促進全國市場建設，降低市場建設成本、提高資源大范圍配置效率。

我國電力市場化改革取得顯著成效

市場體系建設

我國以中長期交易替代計劃發電制度，銜接現貨交易實現電能量的市場化出清，可以減輕改革阻力，實現“計劃”到“市場”的平穩過渡。全國首批8個電力現貨試點地區均開展了出清結算試運行工作，試運行期間電網運行安全、市場運行平穩。截至2023年1月，全國已有21個省市/地區啟動現貨市場試點，覆蓋全國近80%的用電量。同時，我國加快推動省內和省間輔助服務市場建設，完善服務定價、產品種類、主體范圍、交易規則等關鍵細則，調動各類靈活調節資源的服務積極性，適配高比例新能源躍升式發展的需求。山東、廣東、云南等省份正在探索容量機制，作為“中長期+現貨+輔助服務”市場體系的補充，給予保供機組合理回報，提升新型電力系統的長期容量充裕度。

放開市場化電價

2021年10月，在煤價大幅上漲引發大規模缺電問題的形勢下，國家發改委印發了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，要求燃煤發電量原則上全部進入市場，將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%（高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制），電力現貨價格不受上述幅度限制，在平穩電價的同時，進一步釋放市場化電價“能漲能跌”的引導能力。從市場運行狀況來看，中長期電能量成交均價低于現貨市場均價，且現貨市場的日前成交均價低于實時均價。以廣東電力市場為例，2022年廣東省中長期市場成交均價0.499元/千瓦時，現貨日前均價0.572元/千瓦時，現貨實時均價0.602元/千瓦時、價格波動范圍在0.048~1.181元/千瓦時。以中長期交易鎖定價格、穩定市場預期，以現貨交易反映市場供需狀況、優化資源配置組合，能夠強化“有效市場”的角色作用。

市場化交易電量

2022年，全國市場交易電量共5.25萬億千瓦時，同比增長39%，占全社會用電量比重達60.8%，同比提高15.4個百分點。其中，跨省跨區市場化交易電量首次超1萬億千瓦時，同比增長近50%，市場在促進電力資源更大范圍優化配置的作用不斷增強。從交易形式來看，我國電能量的市場化交易是以中長期雙邊協商交易為主、約占總交易量的78%，現貨交易電量所占比重較小，體現了“中長期交易為主、現貨交易為輔”的市場運行思路。從跨省跨區市場試運行情況來看，南方區域現貨市場于2022年7月23日啟動不結算試運行，并于12月開展了連續2天調電運行，初步實現了區域電力現貨交易與電力生產運行的有序銜接；2023年1月，北京電力交易中心充分發揮省間中長期市場連續運營作用，共開展多月、月度、月內增量交易52筆，交易規模547億千瓦時；2023年3月27日，《2023年南方區域電力市場中長期交易總體方案》發布，預計全年南方區域市場化交易規模可達11196億千瓦時左右。

市場化引導轉型

電力市場體系及市場化電價機制的逐步完善，為各類電力資源發現自身功能價值提供了機會和平臺，引導電力轉型。按照中長期交易穩定長期供需、現貨交易引導短時供需平衡、輔助服務交易激勵靈活調節服務、綠電交易發現綠色電力環境價值的市場作用，在新能源消納與平價發展、源荷資源的出力與負荷調節、靈活調節資源的經濟激勵等方面逐步調整電力資源的競爭格局，將新能源發展由保障性收購轉向市場化消納與定價，將常規電源行政調峰轉向市場價格信號引導，將輔助服務產品與主體范圍進一步擴大，推動新能源行業進入成熟商業化階段，并探索激勵靈活火電、抽水蓄能、新型儲能、需求響應等調節資源積極保障電力系統平衡的有效機制。

電力市場體制機制存在的短板

輔助服務市場不完善會拖累現貨市場

現貨市場以邊際電價出清的原則有利于新能源優先上網，而高成本的火電機組在電力供需緊張時段才可能會在現貨市場被調用（機組在現貨市場不被調用時，可按中長期交易執行出力計劃），這類火電機組的部分容量被閑置、壓低出力運行，反而使得度電發電成本上漲，影響中長期交易的利潤。對此，這類機組可能會采用低報價策略獲取現貨市場出清發電空間，通過維持高負荷運行保證“中長期+現貨”交易的總體利潤不受太大影響。這種“惡意”競價的行為雖然可以降低短時的市場出清電價，但是對于市場秩序的平穩運行和發電側的長期效益是有破壞性影響的。此時，引入輔助服務市場作為現貨市場的補充，可以給予機組空閑容量額外的盈利機會，但是如果輔助服務機制不合理，例如服務定價、成本分攤、產品設計等存在缺陷，機組空閑容量參與輔助服務加上中長期交易的獲利，不及機組壓低報價后獲得的“中長期+現貨”總體收益，是無法吸引機組空閑容量參與靈活調節服務的，也就難以達成設計輔助服務市場補充現貨市場的目的，從而拖累電力現貨市場的發展。

目前，我國的輔助服務市場仍在初期探索階段，一方面，我國輔助服務定價偏低，2021年，我國輔助服務補償費用共307億元，約占全社會總電費的0.9%，遠低于美國PJM市場的2.5%、英國的8%；另一方面，我國電力輔助服務費用主要在發電側內部分攤，并未將成本壓力傳導到用戶。2021年12月，國家能源局出臺了新版《電力并網運行管理規定》（國能發監管規〔2021〕60號）和《電力輔助服務管理辦法》（國能發監管規〔2021〕61號），對市場主體、服務產品、定價原則、分攤機制等輔助服務市場建設指導細則進行修訂完善，但距離落地省級市場的可行操作層面還有較大差距。

電力保供壓力下可靠容量的稀缺性價值未得到充分重視

2021年大范圍缺煤限電和2022年四川高溫干旱嚴重缺電的連續重大電力安全事件，將“保供”重要性提升到了新的高度。在新型電力系統構建和電力市場化改革的過程中，我國依托龐大的煤電機組體系來保障供電可靠性的做法正在失效。一方面是新型電力系統供需結構特性的變化對可靠靈活資源的要求更高，煤電在快速爬坡、短時調節、啟停調節等方面的性能表現不佳，其他類型可靠靈活性資源逐漸被重視，但部署規模遠未達到決定電力系統可靠性的程度；另一方面是電力市場缺少電力可靠容量的有效定價機制，盡管放寬了煤電（中長期）電價的浮動范圍、提高了現貨電價上限（山東、山西的出清價格上限是1.5元/千瓦時），但針對煤價波動的煤電中長期電價“頂格”浮動、短時現貨電價上限“不夠高”，不能為可靠煤電機組提供與保供服務價值相當的收益。煤電在經歷我國電力體制機制改革的“陣痛”后，正逐漸轉換自身角色定位，在未來很長一段時間內仍將發揮重要的兜底支撐功能，如果缺少合理的價值回報，尤其是缺少可靠容量服務收益的激勵，企業自身的可持續經營和電力系統的供電安全都將面臨很大挑戰。

建設全國統一電力市場面臨重重障礙

全國統一電力市場建設的一大障礙就是省間銜接的行政壁壘。省級政府負責地方經濟發展，因此往往優先考慮地方的發展利益。在電力部門，各省負責電力發展規劃、省內電力市場的運營和調度及核定輸配電價格等重要事務，傾向于優先開發利用本地的電力資源，以拉動當地的經濟增長。雖然我國建立了完備的跨區跨省網架基礎、鼓勵跨區可再生能源消納、并在南方區域電力市場開展試運行，但省間電力市場化改革尚未觸及以省級為主導單位的電力體制核心問題，地方仍以完成政策指標任務為主要出發點參與跨省跨區電力交易，有限的區域協調和行政調度激勵限制了省間電力輸送，從全局思維和市場角度推動區域資源高效流動的局面遠未成熟。

優化電力資源配置的國家級平臺功能不完善，以及各地市場化進展差異，不利于全國統一電力市場在實現“雙碳”目標過程中發揮重要作用。省級電力交易體系對省內電力基本平衡和省內電力資源配置有很好的優化引導作用，但對于“省內電”“省外電”“外送電”的協調能力不足，交易主要依靠政府指定的長期合約，難以動態、準確地反映電力的真實價值。我國省間電力交易機制尚未完善成熟，國家級電力交易平臺發揮統籌協調區域資源調度出清的全局性作用的能力也有限。同時，不同省份市場階段進展不一帶來的交易銜接問題，易引起利益攸關方之間的矛盾沖突。

對“十四五”中后期電力市場改革的若干建議

“縱向深挖”：以現貨電能量市場為軸心，完善輔助服務市場機制適配新能源躍升式發展，完善容量補償機制作為新型電力系統保供的過渡手段

“現貨+輔助服務+容量”的組合機制分別對應電能量（千瓦時）價值、電力調節（Δ千瓦）價值和有效容量支撐（千瓦）價值，三個市場的合理價格機制銜接發現“電”的服務價值（疊加綠電市場可以反映電能的環境價值），有利于更為直觀地理清市場主體權責與疏導各項電力成本，從而調動各類資源參與電力系統平衡的積極性。

提升靈活調節和可靠供應能力是構建新型電力系統最為緊迫和核心的工作。根據新型電力系統物理特性和轉型結構性矛盾，現貨電能量市場分時出清電價要真實反映電能的時空價值，引導市場主體調整自身策略（例如發電商機組出力安排、用戶的用電計劃、儲能的充放電等）；輔助服務市場要完善產品定價和成本分攤機制，以合理回報吸引可調節機組參與輔助服務，并豐富輔助服務產品種類，例如快速爬坡、動態響應，平抑新能源波動性、保證電能質量；以容量補償過渡到容量市場的方式，對提供實時有效電力容量服務的資源進行浮動性補償（補償針對服務效果而非容量本身），避免電力供應緊張時出現極高稀缺電價或市場限價下短期發電成本難以回收的負面問題，分散市場主體價格風險。在全國統一電力市場框架下，我國要加快構建適應新型電力系統減排與保供需求的，涵蓋電能量、輔助服務和容量機制的全方位市場機制。

“橫向擴展”：探索建立省間二級市場，完善區域電力現貨市場機制，協調強化省間電力資源互濟

2017年8月，國家電網啟動了跨區域省間富余可再生能源現貨交易試點；2021年11月，國家電網印發《省間電力現貨交易規則（試行）》，在跨區域富余可再生能源電力現貨試點的實踐基礎上，進一步優化完善省間電力市場交易體系。國家發改委發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號）指出，條件成熟時支持省（區、市）市場與國家市場融合發展，或多省（區、市）聯合形成區域市場后再與國家市場融合發展。省間二級市場是作為當前省間電力現貨交易機制和全國統一電力市場體系的銜接過渡，與省間雙邊交易相比，其允許各省之間的多邊交易在全國市場或系統運營安排的基礎上單獨進行，在省內低成本資源優先平衡預出清的基礎上，以電力盈余或容量耦合模式在全國日前市場對各省自愿參與的超額電量（不止是富余的可再生能源電量）進行競價出清。這種省間二級市場的運作模式允許在更大范圍內更好地共享資源，同時保留差異化的省級電力市場設計、價格形成和運營自主權，便于逐步過渡到全國統一電力市場體系。需要注意的是，市場過渡過程中要加強國家主管部門對市場的監督，利用好價格工具和透明磋商協調解決省級/區域市場設計銜接的利益沖突問題。