中國儲能網訊：光陰荏苒，時光如梭。2025年，新一輪電力市場化改革迎來十周年。
2017年，甘肅成為全國首批8個電力現(xiàn)貨市場建設試點之一；2024年，甘肅成為全國第四個轉正式運行的省級電力現(xiàn)貨市場。今年4月底，甘肅電力現(xiàn)貨市場連續(xù)不間斷結算運行整四年。
回頭看，把新能源高占比的甘肅列入全國電力現(xiàn)貨市場建設首批試點值得慶幸與贊揚，這得益于國家層面的大力支持，得益于地方政府、電網及發(fā)電、用戶等市場主體的“痛定思變”和“勇于進取”。十年來，甘肅電力市場以“中發(fā)〔2015〕9號文”為指引，在各方的共同努力下，突破了一個個束縛，越過了一個個障礙，解決了一個個難題，取得了令人欣慰和值得稱贊的進步與成就?？梢哉f，新能源高占比的甘肅電力現(xiàn)貨市場實踐有著特殊的意義和重要的價值，其實踐探索、經驗做法非常值得借鑒。
十年巨變：甘肅痛定思變、率先突圍、亮點紛呈
2015年，是新一輪電改的“元年”。這一年，甘肅全省用電量1099億千瓦時，發(fā)電量1228億千瓦時，總裝機4643萬千瓦。
2024年，甘肅全省用電量1746億千瓦時，發(fā)電量2280億千瓦時，總裝機9993萬千瓦。相比2015年，甘肅的用電量、發(fā)電量、裝機容量同比分別增加59%、86%、115%；新能源裝機占比由40%提高到64%,新能源發(fā)電量占比由15%提高到35%；同時，火電、風電、光伏年利用小時數(shù)均有提升。
十年間，甘肅發(fā)電結構深度調整。與此同時，適應新能源高占比的新型電力系統(tǒng)的市場機制初步建成。
然而，新一輪電改之初，甘肅電力工業(yè)發(fā)展卻面臨著一系列問題：一邊棄風棄光嚴重，一邊裝機容量繼續(xù)增長；一邊電力裝機過剩，一邊高載能行業(yè)大量停產；優(yōu)先發(fā)電量大于省內用電空間；棄風棄光問題嚴重與常規(guī)火電機組無電可發(fā)的現(xiàn)象并存；連續(xù)幾年被列入煤電規(guī)劃建設風險紅色預警、風電投資監(jiān)測紅色預警、光伏電站開發(fā)紅色預警區(qū)域；先后出現(xiàn)并經歷了新能源直接交易“負電價”“零電價”，甚至發(fā)生了水電歷史上罕見的棄水現(xiàn)象，以及2019年個別純凝煤電機組破產清算，引發(fā)中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點，迫不得已政府出手管制，這在當時曾經引起“要生存還是要市場”的爭議。
曾幾何時，上至國家層面，下到地方政府與企業(yè)，降低用電成本訴求強烈。面對“發(fā)不了電、用不起電”的供需矛盾突出的囧境，甘肅省省長也發(fā)出了著名的一問：“甘肅電力過剩，那為什么外送電價格降得離譜，而省內用電價格卻相對居高不下？”對這看似有點“傻”的矛盾，發(fā)電企業(yè)的看法是，在省為實體的計劃環(huán)境下，省內發(fā)電是存量、省外擴銷是增量?？此魄珊系氖?，省間電力現(xiàn)貨市場就是始于甘肅富余新能源跨省區(qū)交易。從現(xiàn)實出發(fā)、面對問題、提出解決辦法，這正是十年電改的基本邏輯與步伐。
我國的電力市場化交易始于大用戶直購電。然而，“電量≠電力”“電量市場≠電力市場”。隨著電力現(xiàn)貨市場建設首批試點工作的深入推進，電量交易被電力交易取代，直購電交易成為歷史。
正所謂“變形的計劃不是市場”。在通過多年實踐證明了直購電破局無果的情況下，“無現(xiàn)貨、不市場”在業(yè)內形成廣泛共識。甘肅積極爭取并以列入首批8個電力現(xiàn)貨市場建設試點之一為契機，著力破解制約工業(yè)經濟運行和電力行業(yè)發(fā)展的突出矛盾和深層次問題，針對“電用不完”與“電用不起”的現(xiàn)實矛盾，緊密結合甘肅省能源資源稟賦、產業(yè)經濟結構、整體承受能力，堅持問題導向，按照“管住中間、放開兩頭”的總體思路，縱深推進電力市場化改革，不斷完善電價形成機制，合理引導資源高效配置，有效疏導價格矛盾。通過市場化改革特別是電力現(xiàn)貨市場的建設與完善，從根本上解決了計劃時代困擾業(yè)界的“煤電”矛盾；極大調動了調節(jié)性資源投資和生產的積極性，新能源消納得到了最大化改善；不同年份、不同季節(jié)、不同時段，電力供需成為決定電力價格的首要因素；發(fā)電側上網電價實現(xiàn)了合理有序分化；煤電機組的電能量價格充分反映或體現(xiàn)了其調峰、調谷價值，其結算電價穩(wěn)定在基準價上方；原破產清算的煤電機組得以重啟；用戶側電價可控穩(wěn)定；電力價格市場形成機制有效而合理地調整并平衡了各市場主體的利益，市場主體的市場意識完全形成，電力市場一片生機勃勃。
甘肅電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的亮點與經驗主要有以下五個方面：
一是電力現(xiàn)貨市場試點之初，甘肅就確定了適合省情的“集中式”市場模式，即“中長期差價合約+現(xiàn)貨全電量競價”模式。
二是在現(xiàn)貨市場價格機制選擇上進行了積極探索與實踐。甘肅在堅持發(fā)電側節(jié)點邊際電價機制的同時，隨著河東、河西分區(qū)電價價差的拉大，將用戶側原來執(zhí)行的分區(qū)邊際電價機制轉變?yōu)榻y(tǒng)一結算點電價機制。
三是對現(xiàn)貨市場申報與出清上下限價格進行了多輪次的適宜性調整實踐。甘肅電力現(xiàn)貨市場結算運行已經達5年之久，市場申報與出清價格上下限歷經6次反復調整和實踐檢驗。2023年至今，下限40元/兆瓦時、上限650元/兆瓦時的規(guī)定歷經兩年多的實踐考驗，得到了甘肅各類市場主體的普遍認同，最大限度地平衡了各類市場主體的利益，真實反映和體現(xiàn)了現(xiàn)貨市場的供需與現(xiàn)貨價格，保障了甘肅電力市場的平穩(wěn)、有序、有效運行。
四是甘肅中長期電力市場合約歷經多年的實踐經驗，于2025年終于取消了中長期簽約比例限制，以及峰平谷電價人為劃段與電價要求，將具有財務屬性僅用于結算而不能實際進行實物交付的中長期差價合約量價完全交給市場主體決定。
五是積極推進市場主體全面入市。目前，甘肅的所有工商業(yè)用戶、火電機組、水電機組、新能源場站、儲能等已經全面入市。值得一提的是，甘肅新能源場站在電力現(xiàn)貨市場試點之初就已經大規(guī)模入市，水電機組在2025年全面入市。
未來之路：深化改革道阻且長，市場需“有效”、政府需“有為”
“蹄疾步穩(wěn)”是甘肅電力現(xiàn)貨市場試點的真實寫照。筆者結合新能源高占比的甘肅電力現(xiàn)貨市場的實踐與經驗，就相關焦點問題作如下探討交流。
關于電力市場模式的選擇
在全面建設新型電力系統(tǒng)的大背景下，相比“分散式”市場模式，“集中式”市場模式，即“中長期差價合約+現(xiàn)貨全電量競價”模式基本成為一個必然的選擇。“集中式”市場模式在目前大多數(shù)省級電力市場試點過程中得到了實踐檢驗，更加符合我國國情、省情，易與新能源高占比電力系統(tǒng)相適配，也便于與傳統(tǒng)調度模式的銜接過渡，有利于省內與省間、區(qū)域市場及全國統(tǒng)一電力市場建設的協(xié)同發(fā)展。此外，“集中式”市場模式下，中長期合約是金融屬性的差價合約，合約量價組合的控制需要市場主體對現(xiàn)貨電價有較為清醒而相對準確的預測，否則，中長期合約不僅起不到“壓艙石”作用，反而會因中長期合約的量價錯配給市場主體帶來極大的風險?，F(xiàn)貨市場運行的地區(qū)，的確不應再硬性規(guī)定中長期簽約比例以及人為劃段限價要求。因此，建議各地盡快修訂有關不符合“集中式”市場模式及背離中長期差價合約財務屬性的相關規(guī)定。
關于現(xiàn)貨市場價格機制
發(fā)電側節(jié)點電價機制已經得到了普遍認可與推行，爭論在于用戶側選擇節(jié)點邊際電價、分區(qū)邊際電價還是系統(tǒng)邊際電價等機制。有一種觀點堅持認為，對存在明顯阻塞斷面的地區(qū)，用戶側應該實行分區(qū)邊際電價，這樣可以引導用能項目投資向低價地區(qū)流動。另一種觀點對此提出了反駁，既然發(fā)電側實行節(jié)點電價，那為什么不直接提出用戶側也實行節(jié)點電價？反問的同時提出，用戶側選擇哪種價格機制，不能僅僅考慮電網阻塞，也需要考慮對已有布局存量項目的影響；另外，增量項目在投資選址方面考慮的邊界條件不單單是區(qū)域電價高低那么簡單，用電負荷布局與發(fā)電裝機布局不那么一致永遠都是客觀且普遍存在的，電網阻塞也難以通過發(fā)用電項目布局調整來輕易消除。因此，建議充分尊重地方政府的意愿，并將現(xiàn)貨市場價格機制的選擇權下放給地方政府，這既符合我國經濟以“省為主體”的現(xiàn)實，也不會對電力在更大范圍的資源配置帶來太大的負面影響，應該堅持因地制宜的原則，鼓勵各地開展差異化探索。
關于現(xiàn)貨市場申報與出清上下限價格
就價格上下限而言，提高上限對發(fā)電企業(yè)特別是對煤電企業(yè)有利，反之降低上限對用電企業(yè)有利；提高下限對發(fā)電企業(yè)特別是新能源企業(yè)有利，但對光伏項目而言，裝機高占比引起的“量價齊跌”困境仍將存在，“光伏+儲能”是可預期的一種選擇，拉大上下限差距對儲能與可調負荷有利?，F(xiàn)貨市場申報與出清上下限價格設置，是對地方政府之“手”的平衡能力的考驗，市場是否平穩(wěn)健康運行是檢驗市場限價適宜性的重要手段。在考慮電力供需情況等方面因素以外，必須考慮當?shù)氐慕洕l(fā)展水平與經濟社會承受能力；經濟發(fā)展水平高或經濟社會承受能力強的地區(qū)，限價可適當提高，反之應適當降低限價。不同于歐美國家，我國燃氣機組占比極少，煤電機組在現(xiàn)貨市場扮演策略報價者角色，其他市場主體基本是價格接受者。新能源高占比市場的現(xiàn)貨價格曲線常常呈“凹”字形，新能源高出力決定了現(xiàn)貨電價的低度，火電高出力決定了現(xiàn)貨電價的高度。在新能源高占比市場，市場限價機制是限制市場力過度行使、防范價格異常上漲、保護用戶合法權益的手段之一。此外，較高上限的價格設計意味著接近于采用稀缺定價機制，而稀缺電價將電能量市場價格上限與失負荷成本掛鉤，使得在電力短缺時，能夠通過供應短缺時的尖峰電價回收投資成本，不過，這將導致電能量市場與容量市場產生重疊。因此，建議對各地限價政策給予一定包容，充分尊重地方政府的意愿，并將限價權下放給地方政府。
關于系統(tǒng)邊際價格出清
系統(tǒng)邊際價格出清方式被用于電力現(xiàn)貨集中競爭市場。經濟學理論表明，在完全市場中，系統(tǒng)邊際成本定價的原理是競爭市場電價等于系統(tǒng)邊際成本。集中競爭市場中，競價者都有按邊際成本報價的動機，選擇按邊際成本報價是完全競爭市場中各參與者的最佳競價策略。有學者進一步強調，按邊際成本報價能夠收回固定成本。這一理論提高了邊際成本在電力市場中的重要性。在供求關系相對穩(wěn)定、市場結構良好、體系與規(guī)則相對健全和完善的情況下，邊際成本理論及這種競價方法似乎閃爍著光芒，這種設計的合理或精妙之處在于：一是與傳統(tǒng)經濟調度成本最小的原則相吻合，二是對誠實投標者予以激勵，防止市場博弈。然而，電力市場是一個不完全競爭市場，在市場信息方面存在眾多“孤島”與“非對稱”現(xiàn)象?，F(xiàn)實中，又有幾個電力交易員徹底明白什么是邊際成本、機組的邊際成本是個什么樣的曲線，并會按邊際成本數(shù)據進行非遞減報價？實踐摸索、經驗積累、先天靈性加后天努力才是電力交易員成長的必然之路，真正的“高手”只能在實戰(zhàn)中誕生。市場結構、供需特性、出清規(guī)律、價格曲線、市場力影響成為交易員“策略性報價”時的關注焦點。電力市場建設惟有不忘初心，圍繞價格形成機制這一核心建設，解決供需與價格矛盾這一基本問題，加強市場力監(jiān)管及信息披露，才能最終實現(xiàn)資源優(yōu)化配置與行業(yè)健康發(fā)展。
關于日前市場
“集中式”模式下，日前市場出清結算帶有金融性質，其實質還是差價合同。特別是新能源高占比市場，日前市場難以準確預測出實際功率曲線，這急劇加大了日前市場與實時市場的偏差。具體到每個新能源場站特別是風電而言，受制于新能源短期功率預測不準的影響，日前市場出清結算勢必增加一次量價風險。從甘肅電力現(xiàn)貨市場運行的經驗得出，日前市場申報、出清、結算中的“套利”誘惑與風險，使得市場主體不得不采取相應的對策，并因此催生了一大批日前市場“套利商”。新能源企業(yè)會根據日前電價與實時電價的高低預測情況，采取人為調整功率預測曲線的行為；用戶為了“套利”或防止價差帶來的風險，也會在日前市場中人為修改其計劃用電曲線，即使這個用戶不屬于可調負荷；其實，可調負荷完全可以在實時市場進行需求響應。當然，其他相關市場主體也會根據判斷，自主調整量價組合申報策略。上述行為使得日前市場金融屬性凸顯，導致日前市場出清與實時市場不耦合現(xiàn)象加劇，不利于現(xiàn)貨市場正常功能和作用的有效發(fā)揮。因此，建議將新能源高占比“集中式”市場模式下的“雙偏差”結算改為“單偏差”結算，即：將“日前出清結算”改為“日前預出清不結算”。日前市場僅用于預出清、不用于結算，專注做好日前機組組合等功用，并向市場主體發(fā)出現(xiàn)貨價格趨勢信息，保障市場運行的安全性和經濟性。新能源高占比“集中式”市場模式下，“單偏差”結算有利于消除日前市場的金融屬性，有利于新能源在現(xiàn)貨市場中更專注于提高功率預測的準確性，有利于更好地發(fā)揮日前市場的電力電量預平衡等作用，有利于實現(xiàn)日前市場與實時市場耦合，發(fā)揮現(xiàn)貨市場配置資源的效率。這才是優(yōu)化、升級傳統(tǒng)調度日前方式正確的“打開”方式。
關于容量市場
電力是一種具有公共屬性的特殊商品，為方便和滿足用戶對電力的即用即取，就必須保持發(fā)電容量的充裕度，保障電力實時平衡及高可靠性。容量市場的意義在于補充機組在能量市場中的收入，確保長期投資的成本回收。這種機制主要包括以下幾種類型：稀缺定價機制、戰(zhàn)略備用機制、容量成本補償機制、容量市場機制等。如何建設容量市場，各國各地各有不同，目前，我國選擇的是“容量成本補償機制”。國家發(fā)改委、國家能源局《關于建立煤電容量電價機制的通知》(發(fā)改價格〔2023〕1501號)在總體思路中提出“逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制?！比欢?，政策在實際落地過程中，“電能量市場用于回收煤電機組的變動成本，容量市場用于回收煤電機組的固定成本”近乎成了“鐵律”。其實，“兩部制”電價在輸配電價中早已存在，1501號文下發(fā)后，煤電機組上網電價進入“兩部制”時代，即煤電機組上網電價由電能量電價“市場化形成機制”與容量電價“政府定價機制”兩部分組成，也就是說，煤電企業(yè)上網電價不是完全由市場形成的。然而，市場化形成容量電價機制應該成為方向，畢竟，容量補償電價標準完全到位后，它的占比不是小數(shù)字，加之輔助服務也將向用戶側完全傳導，發(fā)用電兩側的“神經”不得不緊繃著。探索和建立長期發(fā)電容量充裕機制有個過程，這是一塊難啃的“骨頭”，建議分省開展不同的試點探索。與現(xiàn)貨市場價格機制的選擇一樣，應該堅持因地制宜的原則，鼓勵各地開展差異化探索。發(fā)電企業(yè)的經營狀況由成本、電價、利用小時數(shù)等共同決定，各地不同區(qū)域發(fā)電企業(yè)的經營環(huán)境與經營狀況千差萬別，容量電價“齊步走”“一刀切”顯然不是優(yōu)選方案。
關于水電全面入市
繼火電、新能源全面入市后，下一步是水電、核電的全面入市。2025年，甘肅電力市場的亮點之一就是水電企業(yè)將率先進入市場。由于歷史及建設成本等原因，水電機組上網電價“一機一價”問題至今沒有得到徹底解決，本輪電改過程中，水電機組“一機一價”政策一直困擾著水電企業(yè)同權進入電力市場。2025年，甘肅電力市場的大膽創(chuàng)新具有突破性示范意義，這為今后全國水電企業(yè)與其他發(fā)電企業(yè)同權參與市場打開了一道“門縫”。水電機組全面入市是電力市場深入推進的必然要求與大勢所趨。電力市場化改革會帶來擱淺成本，發(fā)電企業(yè)的擱淺成本可以理解為由計劃向市場轉型導致發(fā)電資產市場價值與賬面價值出現(xiàn)的差異。體制轉換是有成本的，轉換中產生的問題應該由政府負責處理，這為發(fā)電側平等競爭提供了必要的條件。擱淺成本的回收方法一般可以采取政府買單或企業(yè)買單或用戶買單等方式，也可以將幾種方式結合起來。因此，建議從國家層面盡快組織研究電力市場化改革進程中遇到的水電機組“一機一價”、特殊定價機組的“一廠一價”或“一機一價”問題，對因體制轉換導致的擱淺成本予以盡快規(guī)范或妥善處理，制定相關政策、原則及具體要求，鼓勵各地開展差異化大膽探索；地方政府堅持因地制宜的原則，制定并落實“一省一策”“一機一策”解決方案。
關于市場力監(jiān)管
市場力又稱市場操縱力，是一種操縱或影響市場價格的能力，行使市場力就是行使市場操縱力。市場力是客觀存在的，而行使市場力是主觀意愿。市場力常見為結構型市場力、局部市場力等。結構市場力是指一些市場成員在市場中所占的市場份額相對較大，而產生的可能采取某些方式操縱市場價格的能力。局部市場力是指因為電網阻塞、電壓支撐等電網安全原因必須調用某幾臺機組而產生的可能采取某種方式操縱市場價格的能力。市場成員擁有市場力，并不能判定其就一定在操縱市場。判斷是否操縱市場，需要看市場成員是否行使其市場力，并企圖左右市場價格。在省內市場空間或規(guī)模不大、新能源高占比市場、火電容量集中度較高的省級電力市場，發(fā)電機組更容易在現(xiàn)貨市場行使其市場力。另外，當系統(tǒng)缺乏其他調節(jié)性資源時，煤電機組更加容易行使市場力。例如，通過研究市場結構、供需特性、出清規(guī)律，以及對現(xiàn)貨價格的影響，有市場力的發(fā)電企業(yè)容易提高發(fā)電報價而行使市場力，并成為一種習慣。這種行使市場力的方式往往冠以“策略性報價”的頭銜。機組以容量電價不到位為由，提出其在對現(xiàn)貨市場行使市場力行為“豁免”的訴求，然而這種“你錯在先、我錯在后，所以我沒有錯”的邏輯要不得。隨著現(xiàn)貨市場在全國范圍的全面推進，如何甄別電力現(xiàn)貨市場中的“策略性報價”與“市場操縱力”，需要相關主管部門、監(jiān)管機構加強開展市場力專項監(jiān)管，完善監(jiān)管手段，提升監(jiān)管能力，重視監(jiān)管隊伍建設。
關于綠證市場
今后一段時期，全國電力工業(yè)處于“六期疊加”階段：發(fā)電結構重大調整期，新型電力系統(tǒng)建設轉型期，電力現(xiàn)貨市場發(fā)育成長期，綠電（證）交易模式探索完善期，全國統(tǒng)一市場起步形成期和電力價值市場發(fā)現(xiàn)變化期?！傲诏B加”會對不同市場主體、不同發(fā)電類型帶來不同的利益調整。關于能源屬性與環(huán)境屬性，中國碳中和50人論壇特邀研究員吳必軒在《說說綠證和CCER的關系》一文中提到，“綠證”本質上是電力的“可再生屬性”的法律權屬證明。發(fā)電方在出售“綠證”之前，這個“可再生屬性”在他自己手里。一旦電力用戶買了“綠證”，這個“可再生屬性”就轉移到了用戶手里。電能的環(huán)境屬性是依附于能源屬性的。只有在追蹤、證明、確權電力的能源屬性之后，才能談環(huán)境屬性，也就是機組的物理排放屬性。對于電能來說，能源屬性是核心，是事物的本源；環(huán)境屬性附屬于能源屬性，是非電力屬性?！凹惺健彪娏ΜF(xiàn)貨市場模式下，電力中長期差價合約具有金融屬性，正是這個金融屬性決定了中長期差價合約的本質、功能與定位，它主要用于電力結算而不是電力的實物交付，那么，附屬于能源屬性的環(huán)境屬性（價值）就無法在中長期差價合約中體現(xiàn)，“綠電”交易就不能實現(xiàn)綠色價值的外部屬性內部化。綜上，結合“集中式”模式下的電力現(xiàn)貨市場建設，“綠證+配額制”是可再生能源實現(xiàn)“綠色/環(huán)境價值”的一個更加適宜的選擇，修訂當前執(zhí)行的各省可再生能源消納責任權重，完善可再生能源消納機制，包括公平制定各地各行業(yè)配額指標，并與綠證市場交易進行有效銜接，是當下應該著重研究的事情。
關于其他方面
關于電力零售市場方面，建議全面系統(tǒng)總結各地零售市場的實踐經驗，研究分析存在的問題，盡快出臺零售市場建設規(guī)范指南。在完善電力批發(fā)市場的同時，有序有效推進電力零售市場建設。同時，完善保底購電制度機制，降低或減少電網代理購電規(guī)模，直至完全取消工商業(yè)用戶電網代理購電制度。此外，國家發(fā)改委印發(fā)的《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號），明確將系統(tǒng)運行費用納入到工商業(yè)用戶用電價格中。這一文件的發(fā)布，標志著系統(tǒng)運行費在電價結構中獨立核算，成為不可忽視的電價組成部分。系統(tǒng)運行費會不會變成一個“大雜燴”，各種費用都往里面裝，要引起大家的關注。建議推動立法規(guī)范，在《電力法》《價格法》中增設“系統(tǒng)運行費”專章，確立法律地位。
總之，電力市場化改革過程中，要充分發(fā)揮市場“有效”與政府“有為”兩個作用。電力市場政策與規(guī)則設計要緊密結合能源資源稟賦、產業(yè)經濟結構、整體承受能力，才能助推經濟社會健康平穩(wěn)發(fā)展。在電改不斷深入推進的過程中，建議定期或不定期對各市場主體的發(fā)用電成本、設備利用率、利潤等走勢變化情況進行系統(tǒng)全面地調查與對比分析，以此作為電力市場政策規(guī)則制定與完善的重要參考依據之一，這是檢驗或發(fā)揮市場“有效”與政府“有為”兩個作用的方法論。
