电力市场化改革迎来历史性突破
■本报记者 苏南 王林
我国电力市场化改革正迎来历史性突破。自2015年新一轮电力体制改革启动以来，全国统一电力市场建设进度“超出预期”。截至2025年，我国电力市场已基本搭建起“四梁八柱”，标志性任务取得决定性进展。
在业内人士看来，全国统一电力市场建设成就远超预期，在政策推进、市场机制完善、清洁能源消纳以及跨区域资源配置等方面均展现出超预期成效。
■■ 从“跨省交易”迈向“全国统一”
自从2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布后，配套政策密集出台，如《电力现货市场基本规则（试行）》等，为市场统一运营提供了制度保障。如今，京津冀、长三角、粤港澳等区域率先试点跨省电力交易，打破省间壁垒，2024年跨省跨区市场化交易电量达到1.4万亿千瓦时，比2016年增长十多倍。
在规则体系方面，跨省跨区交易规则全面出台并落地实施，系统性打破了长期困扰跨区交易的制度壁垒。现货市场建设接近尾声，预计今年底前可实现全国全覆盖。国网和南网市场机制化交易已正式运行，虽然目前体量较小但意义重大。中电联数据显示，全国统一电力市场框架已基本形成，为2025年“基本建成”目标奠定了坚实基础。
“全国统一电力大市场的核心要义可从‘范围’与‘规则’两个维度理解。”中电联规划发展部副主任韩放对《中国能源报》记者强调，“全国”界定了市场空间范畴，能够最大化资源配置空间和互补效益；“统一”则通过规则的一致性保障市场高效运转，包括统一市场规则、技术标准和市场体系。目前推行的“五统一”（统一基本规则、市场基础设施、资源要素市场、服务技术标准和市场监管体系）正是将这一理念落地的具体路径。
清华大学电机系副研究员郭鸿业对《中国能源报》记者表示，现阶段，我国“统一市场、协调运作”的市场体系已基本形成，涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系初步构建完成，有效激发了市场活力、提高了市场效率、释放了市场红利。建设全国统一电力大市场需以制度完善为核心，破除省间壁垒，建成覆盖全国范围的中长期—现货—辅助服务市场协同格局，实现资源全国优化配置。
华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠接受《中国能源报》记者采访时也表示，全国统一电力市场已实现“框架成型、基础夯实”的阶段性突破：“1+6”规则体系全面建成，省级中长期交易实现全域覆盖，山东、山西等多地现货市场“转正”运行，跨区域常态化交易机制落地实施，新能源“市场定价”机制进一步确立了市场化配置新路径。这标志着我国电力市场从“分散探索”进入“系统构建”的关键阶段。
■■ 市场协同问题是最突出挑战
尽管建设成就显著，但全国统一电力市场仍面临诸多深层次挑战。在业内看来，电力市场是现代市场体系中最复杂的形态之一。“看上去很美”的蓝图在实践中面临“骨感”现实。韩放将当前阶段比喻为“建房子”，虽然主体结构已完成，但内部装修和系统集成仍需完善。最突出的挑战在于市场协同问题。
目前采用的省内市场加省间市场“两级运作”模式，虽缓解了跨省交易需求，但效率未达最优。中国社科院能源经济研究中心副主任冯永晟接受《中国能源报》记者采访时指出，各省电力市场建设节奏不均衡导致省间协调困难。电力经营主体需要分别在省内和省间市场重复交易，增加了操作成本和不确定性。此外，中长期与现货市场、电能量与辅助服务市场之间的衔接也存在障碍。
郭鸿业也认为，制度壁垒制约了省间交易流动。省为实体的格局、市场模式和交易规则的差异，导致资源优化配置效率受限。因此，迫切需要加速完善市场规范化建设，构建标准化功能配置的交易平台，并统一技术标准和交易管理制度，以支持能源资源的自由流动。同时，能源大基地缺乏市场化交易机制，面临电价机制不完善、成本疏导不足、跨省区协调困难等问题，亟需积极推动大基地内各类资源的一体化运营、合理分担责任和疏导成本。
冯永晟分析，跨省交易规则、监管体系、电网调度协同等制度尚不完善，需要加强顶层设计。同时，随着新能源大规模接入，跨省跨区交易需从单纯的电量交易向灵活性资源配置拓展，这对市场机制提出了更高要求。
“从计划体系向市场体系过渡的过程中，两者边界模糊导致价格机制僵化，进而影响系统灵活性的充分释放。”郭鸿业表示，“为此，迫切需要以完善的市场化机制为核心，推动需求与供给的灵活匹配和资源的自由配置。”
■■ “改革没有完成时，只有进行时”
面对挑战，专家们提出了针对性的建议。冯永晟强调，我国应立足自身独特的制度优势，如电网集中、中央统筹等，探索适合国情的发展路径。在制度建设方面，建议推进各省市场化步伐同步，加强省间规则协调；构建适应大范围资源配置的监管体系，明确央地权责划分。他特别指出要协调好央地关系，通过中央统筹减少省间冲突，推动资源优化配置。
韩放则提出了渐进式发展思路：“从‘省内独立’到‘跨省协同’再到‘全国统一’的阶梯式发展。当前阶段应重点实现市场和市场间的‘协调运作’，逐步向‘联合运作’过渡，最终目标是实现‘统一运作’。”
针对可再生能源发展需求，冯永晟建议推动灵活性资源跨省配置，发挥电网企业集中调度优势，打破基础设施瓶颈。他同时提醒，我国无法直接套用欧美模式，欧盟的“规则统一、执行分权”和美国以区域输电组织自然扩展的模式，与我国政府主导推进的“构建式”路径存在本质差异。
展望未来，韩放表示，随着各项改革措施深入推进，全国统一电力市场将逐步完善，为构建新型电力系统、实现“双碳”目标提供坚实的制度保障。但这一过程需要政府、企业、科研机构协同发力，在理想与现实之间找到最佳平衡点。
罗兰贝格副合伙人、能源行业首席专家傅强接受《中国能源报》记者采访时指出：“当前，全国统一电力市场建设仍处于初步建成期，唯有先打通‘国内循环’，方能支撑‘国际循环’的高水平开放。”在他看来，核心矛盾在区域利益博弈（省与省、网对网）与物理瓶颈（电网阻塞等），可以尝试以区域试点，如京津冀、粤港澳为杠杆，撬动省间规则统一。
刘敦楠认为，面向未来，需重点推进三方面工作：其一，以“规则统一”为核心深化区域协同，加快统一省间交易标准与价格形成机制，逐步破除区域市场壁垒；其二，强化交易品种“全链条衔接”，完善现货与辅助服务市场联合出清，探索新能源、用户侧报量报价参与日前/实时交易的路径；其三，构建“安全—绿色—经济”动态平衡体系，“平常态”以社会福利最大为目标，完全通过市场化手段优化电源结构布局，可考虑长时间价格达限后启动二级限价，调控长期市场价格水平；“紧急态”以发电成本最小为目标，直接调用企业耗量特性曲线，开展大范围单边经济调度，在保障电力安全的前提下提升新能源消纳比例。
“改革没有完成时，只有进行时。”冯永晟总结道，“全国统一电力市场建设既需要保持战略定力，又需要战术灵活性，最终实现安全、经济、绿色的协同发展。”
电力市场多元主体活力迸发
■本报记者 卢奇秀
谁可以参与电力市场？
简单来说，在电力交易机构完成主体注册、满足技术条件审核并通过市场准入评估后，均可参与电力市场交易。当前我国电力交易体系中，主要包括发电企业、售电公司、电力用户三大传统主体，以及储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体，共同推动电力资源配置的市场化进程。
截至2024年底，全国电力市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9%。发电侧燃煤机组已全部入市，超半数新能源及部分气电、核电、水电参与交易；用户侧除居民农业外，工商业用户实现全覆盖，新型储能和虚拟电厂等新型经营主体蓬勃发展。多元主体有序参与的市场格局逐步形成。
■■ 多元主体是电力市场建设重要特征
回溯2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台，如一声春雷划破电力市场计划体制藩篱，拉开了电力市场从“统购统销”向“多元竞争”转型大幕。
随着电力市场化改革的逐步深入，我国已初步形成空间上覆盖省间、省内，类型上覆盖批发、零售，时间上覆盖年度（多年）、月度、月内、日前、日内（实时），品种上覆盖中长期、现货、辅助服务、合同、绿电绿证、容量补偿的全市场体系，为各类经营主体参与电力市场提供了公平市场环境和多元交易品种的选择。
传统的电力市场格局逐渐被打破，一批新型经营主体加速入市。从《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力；到《电力现货市场基本规则（试行）》明确经营主体包括分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体；再到《电力市场运行基本规则》首次细化包括储能在内的新型经营主体注册与交易流程……多项政策层层递进，逐步完善，构建起新型主体参与电力市场的制度框架。
在国家政策的指引下，多个省份纷纷出台政策文件，为新型主体参与电力市场提供了明确的制度保障。10年间，我国电力市场经营主体数量从4.2万家增加至81.6万家，增长近20倍。新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体如雨后春笋般涌现，它们灵活响应市场信号，参与电力的生产、存储和消费，为电力市场注入了新的活力，提高电力系统的灵活性和稳定性。
电力现货市场通过市场化方式形成分时价格信号，反映电力供需关系和系统运行成本，既是电力市场体系的关键环节，也是难点所在。目前，25个省内市场均已开展现货交易，其中7个实现正式运行，其他十余个省份也将在年内实现连续结算运行。
“竞争性市场的一个关键条件就是市场内要有众多的买方和卖方。”自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉向《中国能源报》记者指出，从当前已运行现货市场的省份实践来看，多主体参与的现货市场通过充分竞争形成有效的分时价格信号，切实引导火电、储能、可调负荷等各类经营主体积极参与削峰填谷，不仅有效促进新能源消纳，也对缓解高峰时段电力供应压力发挥了重要作用。
从总体来看，现货市场的建立健全，使得各类主体能够依据价格预测，更灵活地调整发电、用电和交易策略，并通过利用日内分时价差、日前与实时市场价差，以及现货与中长期合约之间的多尺度价差，有效提高收益。比如，售电公司可借助精准的气象和负荷预测，预判实时价格走势。若预测实时价格低于日前价格，即可在日前市场减少申购电量，转而在实时市场以更低价格补购，以更低成本履行对下游零售用户的原有售电合约；对储能企业而言，现货市场形成的峰谷价差构成了其核心盈利来源；而虚拟电厂和负荷聚合商也得以突破过去依赖少量邀约型需求响应的收益限制，通过参与现货市场实现常态化、持续化的商业运营。
■■ 激发不同规模、不同类型主体的效率
在推进全国统一电力市场建设进程中，如何激发不同规模、不同类型主体的效率，同时兼顾公平？
业内人士坦言，各类经营主体在现货市场中有着不同的需求和利益诉求，相关政府部门应加强对主体经营行为合规性的监管，减少直接干预具体的交易价格与交易量。
黄辉认为，电力市场应通过价格信号引导、分层市场设计，来激发不同规模、类型主体的效率。如在分层设计上，引导大型发电企业、大用户通过规模化直接参与批发市场降低成本、提高交易效率；中小型分布式能源和用户侧资源，为其设计灵活性的交易模式。在公平性方面，一方面，对多元主体应无歧视准入，相应的交易信息（如历史供需数据、交易量价）对经营主体公平开放；另一方面，对在同类型市场中的主体（不同类型发电商、不同规模用户）执行统一的技术和考核标准、安全要求和交易门槛，避免“双重标准”。
国网能源研究院新能源研究所正高级工程师时智勇向《中国能源报》记者指出，储能、虚拟电厂等新型经营主体参与市场尚未实现在各省的全覆盖，反映各类经营主体价值的价格机制仍需进一步完善，适应“双高”电力系统的交易品种需要进一步丰富。
中小用户和分布式发电是电力市场的重要组成部分，近年来，在政策的引导下，其参与市场的进程不断加快。然而，由于数量庞大、类型多样、布局分散、单体规模小等特点，中小用户和分布式发电直接参与市场交易仍面临诸多实际困难。
“电力市场交易具有标准的操作流程，大量中小用户、分布式能源不具备独立参与市场的能力，无专职市场交易人员，给交易组织带来挑战；中小用户交易电量小，议价能力低，参与市场后偏差调节能力不足，面临较大的考核压力，承担更大的市场交易风险；为适应指数级增长的用户数量，需要投资建设与市场规模相配套的调控系统、信息通信系统、升级交易平台和出清系统等，相关成本最终将通过电价进行传导，一定程度上带来成本的上升。”时智勇认为，通过聚合商、售电公司、虚拟电厂等路径，聚合中小用户、分布式能源参与市场适应当前我国市场环境的现实要求，也符合客观规律。
黄辉同样认为，不同规模、主体的分布式项目“可观、可测、可调、可控”能力存在较大差异，不具备直接参与现货的准入条件。分布式能源尚未像集中式电站一样参与辅助服务等考核，直接参与市场时公平承担的责任和义务边界有待明确。且项目多位于35千伏及以下电压等级，而现有现货市场出清节点通常设置在220千伏，导致真实的位置信号与阻塞成本无法在市场价格中充分体现，需要探索电力现货市场出清节点向更低电压等级延伸。建议规模较小的用户、分布式能源通过零售市场或虚拟电厂、聚合商间接参与电力现货市场，有效降低交易成本和交易风险。
■■ 进一步完善体制机制
今年是全国统一电力市场初步建成的冲刺之年，应以清晰的发展目标为导向，推动多元主体、多维度协同配合，凝聚发展合力。
“目前的电力市场设计离真正还原电力的商品属性尚有距离。”盈术华亮公司总经理张骥向《中国能源报》记者举例，比如用电侧没有真正实行节点电价，从而无法实现电力在不同空间中，因供需（或阻塞）不同形成差异化价格，这对于离电厂较近的用户不够公平。交易规则中，强制高比例中长期要求和价格波动范围远低于现货，造成中长期价格与现货价格背离，这助长了市场投机情绪，背离了压舱石的初衷。此外，未按照电网平衡区设计辅助服务交易地点，致使不同平衡区中辅助服务资源的稀缺性无法通过价格信号传导给相关经营主体。长期来看，必将影响虚拟电厂等灵活性资源的投资、建设，无法实现新能源发电的高比例消纳。
国家层面已经明确了电力市场建设目标，各省要加快本地规则的制订修订，出台实施细则并推动落地。根据需要丰富交易品种，完善按价值付费的价格机制。不同主体可以提供电量价值、调节价值、容量价值、绿色价值等，价格机制既要充分反映不同类型的价值，也要反映不同效果的价值，依托价格信号引导资源优化配置。
时智勇建议，一方面，要进一步推进有为政府与有效市场相结合。当前能源供应形势错综复杂，极端天气和自然灾害频次高、周期长、影响范围大，新能源常态化大规模高比例并网，电力保供和促消纳相互交织，给电力市场运营带来极大挑战，国外已发生多起市场失灵带来的能源电力供应紧张事件。我国仍处于全国统一电力市场体系建设完善阶段，需要充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，同时要更好地发挥政府作用，有形之手和无形之手相结合，维护市场秩序、弥补市场失灵，共同防范和应对市场风险。
另一方面，要进一步推进政策与市场协同。随着我国“双碳”目标加快推进、新型电力系统建设步伐提速，国家在提升电力系统调节能力、推动新能源市场化交易、扩大消纳责任权重责任主体范围、开展绿电直连等方面出台了多项政策，对电力市场建设提出了更高要求。要进一步做好顶层设计，发挥政策引导作用，加强市场与政策衔接，稳定电量容量供需基本盘，提升可再生能源发展预期，在全国统一电力市场体系下，因地制宜，满足差异化市场建设需求。
黄辉指出，在参与主体方面，分布式能源、虚拟电厂尚未真正参与到诸多省份的现货市场运作中，相应的准入标准、计量规则和结算机制仍需明确。在市场品种衔接方面，调频、备用等辅助服务与现货市场的联合出清机制仍需深化完善。此外，在省间现货市场与省级现货市场之间，也需进一步明确交易边界、主体准入条件和价格衔接机制，以推动市场整体高效协同运作。
跨省交易，统一“度量衡”
■本报记者 林水静
从黄河上游到长江三角洲，从蒙西的风电光伏基地到粤港澳大湾区，我国 “西电东送”“北电南供” 的能源配置格局已持续数十年。作为全国统一电力市场建设的核心机制，省间电力交易不仅承载着破解跨省调度难题、优化能源资源空间布局的使命，更是推动新能源跨省消纳的关键抓手。
国家能源局数据显示，今年1—7月，全国跨省跨区交易电量8558亿千瓦时，同比增长9%，交易量稳步提升。7月，《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》正式印发，明确年底前，进一步统一市场规则、交易品种和交易时序，实现跨电网交易常态化开市，标志着我国跨省电力交易从“试点探索”迈入“常态化运行”新阶段，更为全国统一电力市场建设提供制度保障。
省间电力交易常态化机制落地、跨省交易规模扩大，其当下作用如何？未来又将如何发展？
■■ 省间交易稳步推进
打破省间壁垒对电力市场化改革意义重大。“我国电力资源与需求逆向分布，风能、水能、太阳能资源主要集中在西部北部地区，电力负荷主要集中在中东部地区，这就决定了电力资源必须在全国范围内进行优化配置，只有打破省间壁垒才能实现电力资源全国流通，提升电力系统运行效率。”电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞在接受《中国能源报》记者采访时表示。
自2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确提出“到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，省间电力交易机制更加完善”的目标以来，我国省间电力交易稳步发展。
“国家发改委、国家能源局多措并举、协同发力，构建以《电力市场运行基本规则》为基础，以电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，以信息披露、市场注册、计量结算规则为支撑的全国统一‘1+6’基础规则体系，从顶层统一电力市场‘度量衡’，夯实全国统一电力生产建设的制度基础。同时，建立国家电网、南方电网跨电网经营区常态化电力交易机制，提高电网间电力资源配置效率和互济互保水平。”凡鹏飞表示。
具体来看，“2024年10月，省间电力现货市场转入正式运行，有力地促进了省间电力互济、电力保供和清洁能源消纳。南方区域电力市场转入连续结算试运行。长三角电力市场正式启动，构建‘电力互济、错峰互补、容量互备、供需互动’的省市间电力互济市场化机制。此外，还加强电力交易平台互联互通。北京、广州等电力交易中心持续推动交易平台功能完善，打通数据交互接口，实现市场注册、信息披露、交易信息实时共享交互。”凡鹏飞进一步表示。
“在提升清洁能源消纳水平方面，2024年全国超过50%的新能源发电量通过市场化方式消纳，新能源利用率维持在95%以上。2024年绿证绿电交易合计电量达4460亿千瓦时，同比增长364%。值得一提的是，电力中长期交易电量占市场化电量比重超90%，有效发挥了‘压舱石’作用。2024年迎峰度夏期间，在用电负荷大幅高于往年情况下，依托中长期市场及省间现货市场，跨区通道最大送电达1.42亿千瓦，有效保障经济社会发展用电需要。”凡鹏飞说。
今年上半年，陇东—山东、宁夏—湖南、哈密—重庆特高压直流工程陆续投入运行，进一步增强跨省跨区资源配置能力。华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利在接受《中国能源报》记者采访时表示，特高压等输电基础设施通过实现跨区域能源资源的优化配置，极大提升了电网整体利用效率，运行可靠性与抗风险能力，为打破省间壁垒、实现电力余缺互济、安全保供和清洁能源消纳提供重要物理支撑。
■■ 跨省壁垒尚存
省间电力交易在资源配置、清洁能源消纳等方面已取得积极进展。但业内人士也指出，目前跨省跨区电力外送以计划性的优先发电为主，发电企业、电力用户直接参与的市场渠道尚未充分打通。在规则制度等方面，各地电力市场交易仍然面临规则不统一、衔接不顺畅等问题，制约了电力资源大范围流通。
“在省间交易壁垒情景下，各省发电价格与用电价格差异显著，打破省间壁垒、实现全国电力市场一盘棋，有助于实现资源优化配置，使得低成本电力资源得以有效利用，并为有需求的用户提供更清洁、绿色的能源。”王永利表示，“但当前，在地方政策方面存在保护机制，行政干预导致流通受限，同时省间价格机制不统一，存在跨省电力的额外费用，调度协同机制不健全，市场规则存在不兼容现象，这些现象导致了市场分割、主体参与积极性不足、灵活性资源调配受阻、市场衔接不顺等问题。”
具体来看，“省间与省内市场顶层架构尚未协同统一，跨省交易的核算机制、收益分配、责任界定仍不完善；利益方面，开放外送电力会对本地发电企业造成竞争压力，进而影响地方经济的稳定性；技术方面，跨省输电通道能力不足，制约了新能源电力外送；同时，各省交易平台技术标准不统一，增加了跨省交易的协调与运作成本。”王永利说。
“从经济发展看，部分地方出于本地经济发展的考虑，不愿意将过多的电力外送，影响本地市场价格和供需情况；政策措施上来看，目前无论是可再生能源消纳责任权重，还是能源双控或碳双控指标，均是按照行政区划考核，各省更希望清洁能源都在本省消纳；电力保供方面，各省在用电比较紧张的情况下，更愿意将资源留在本省，避免出现本地电力供应不足的局面。”凡鹏飞坦言。
■■ 规则统一是关键
要打破省间电力壁垒，助力全国统一电力大市场发展，各地规则统一是关键。
王永利认为，当前，各省市场规则差异较大，导致省间市场出清价格难以有效形成、区域间市场功能定位不清、负荷侧电价开放与保供稳价之间存在矛盾，以及竞价上网存在限制等难题，影响了统一电力市场的建设进程。“未来可在政策完善与机制创新方面采取措施，鼓励各区域在国家统一规则框架下，探索符合自身实际的特色化市场机制，促进市场多样化与兼容性；同时探索建立科学的利益补偿机制，平衡因电力跨省跨区交易带来的区域间利益变化，减少改革阻力；加强跨省跨区输电通道的规划和建设，进一步提升电网资源配置能力，缓解输电瓶颈；此外，大力推动新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等灵活性调节资源参与电力市场，增强系统调节能力；还要强化跨地区市场监管协同，防范少数经营主体利用市场操纵价格、抑制公平竞争，保障市场健康有序运行。”
凡鹏飞指出，要推动各地规则统一规范、优化电力市场机制设计、加强电力市场监管和建立电力保供、消纳责任权重和能源双控、碳双控考核与跨区电力市场化交易的衔接机制。“针对各地实际电力市场运行中存在的规则不统一、衔接不顺畅等问题，推动各地完善电力市场规则，强化市场规则的协同衔接；完善跨省跨区交易机制，逐步放开电力用户直接参与市场，建立发电企业、电力用户、售电企业直接参与的电力直接交易机制；持续开展电力领域综合监管、电力市场秩序专项监管，常态化开展地方不当干预电力市场交易行为整治，创新数字化监管方式，充分发挥电力市场管委会行业自律、市场运营机构市场监测、监管机构专业监管的电力市场运行‘三道防线’作用，维护电力市场秩序。”
“此外，还需进一步完善省间市场架构：一是引入省间发电主体竞争，充分发挥市场作用；二是加强省内新型储能等调节性资源建设，提升系统灵活性；三是增强末端用户侧的价格感知与响应能力，引导资源高效配置。同时，从能源安全角度，充分评估各类机组的资源储备价值，并通过市场报价行为动态识别容量补偿对象，以合理的经济激励打破区域利益联盟，保障电力可靠供应。此外，还需持续加强法规与监管体系建设，明确监管责任主体与考核机制，引入信用评价与违约惩戒制度，从而有效维护市场秩序，促进电力市场的长期良性竞争。”王永利建议。
