中國儲能網(wǎng)訊：在“雙碳”目標深入推進與電力市場化改革向縱深發(fā)展的雙重背景下，黑龍江省正加速構建多元主體參與、市場機制主導的電力交易體系。今年，黑龍江省電力現(xiàn)貨市場從探索到連續(xù)結算試運行，實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，但面臨著新能源消納壓力加大、市場規(guī)則適配性不足、競爭格局日趨復雜等多重挑戰(zhàn)。本文系統(tǒng)梳理黑龍江省電力市場的發(fā)展歷程、架構特征與現(xiàn)存短板，針對性提出規(guī)則優(yōu)化、機制完善的實施路徑，為推動其電力市場高質量發(fā)展提供參考。
黑龍江省電力市場發(fā)展現(xiàn)狀與架構特征
建設歷程
黑龍江電力現(xiàn)貨市場建設起步較晚，但循著清晰的時間節(jié)點穩(wěn)步推進，實現(xiàn)了從試點探索到常態(tài)化運行的跨越式發(fā)展。2024年12月，全省首次開展短周期現(xiàn)貨結算試運行，標志著電力市場化改革邁入實操階段；2025年3月，完成現(xiàn)貨整月結算試運行，驗證了現(xiàn)貨市場交易結算的可行性；同年8月1日，按國家2025年底前啟動連續(xù)結算試運行的要求，正式進入全年無休的連續(xù)結算試運行階段，市場開始完全模擬真實交易環(huán)境實時運行。
規(guī)則體系的迭代升級成為市場完善的核心支撐，從初始V1.0版到2024年12月印發(fā)的V2.0版，再到2025年連續(xù)試運行采用的V2.1版，實現(xiàn)了從框架搭建到精細優(yōu)化的轉變。V2.0版以“1+8”模式構建完整規(guī)則體系，明確新能源場站報量報價機制、節(jié)點電價機制及新型經(jīng)營主體準入要求，強化中長期合約與現(xiàn)貨市場的銜接。V2.1版則聚焦市場規(guī)范，新增市場力監(jiān)管條款，防范壟斷定價行為，讓交易更趨公平透明。
伴隨進程推進與規(guī)則完善，黑龍江電力市場呈現(xiàn)顯著變化：交易維度從短周期向連續(xù)運行延伸，價格信號更精準反映時空維度的電力價值；市場主體從傳統(tǒng)發(fā)用電企業(yè)拓展至獨立儲能、虛擬電廠等新型主體，活力持續(xù)釋放；結算模式采用“日清月結”與15分鐘顆粒度結算，保障交易精準高效；輔助服務市場與現(xiàn)貨市場協(xié)同銜接，火電調峰價值顯性化，新能源消納效率大幅提升，逐步形成“市場定價、多元參與、高效配置”的市場化新格局。
市場架構
黑龍江省擁有豐富的風能、太陽能等可再生能源資源，隨著“雙碳”目標的不斷推進，省內(nèi)大量新能源項目迅速上馬。截至2025年9月末，全省裝機規(guī)模達到5434.74萬千瓦，同比增加642.60萬千瓦，增幅13.41%。其中，火電裝機2581.33萬千瓦，同比增加5.9萬千瓦，增幅0.23%，裝機占比47.5%；水電裝機235.37萬千瓦，同比持平，裝機占比4.33%；風電裝機1754.51萬千瓦，同比增加405.17萬千瓦，增幅30.03%，裝機占比32.28%；光伏裝機863.53萬千瓦，同比增加了231.14萬千瓦，增幅36.55%，裝機占比15.89%。
從各類型機組發(fā)電態(tài)勢看，發(fā)電量增速遠遠落后于裝機增長。截至2025年9月末，全省全口徑發(fā)電量1022.14億千瓦時，同比增加60.09億千瓦時，增幅7.93%。其中，火電發(fā)電量638.04億千瓦時，增幅3.17%；水電發(fā)電量39.61億千瓦時，降幅8.46%；風電發(fā)電量215.20億千瓦時，增幅12.46%；光伏發(fā)電量85.61億千瓦時，增幅23.72%。
隨著裝機的快速增長，棄風棄光現(xiàn)象愈發(fā)嚴重，新能源消納問題愈發(fā)迫切。截至2025年9月末，全省發(fā)電設備利用小時完成2011小時，同比降低126小時。其中，火電完成2839小時，同比上升76小時；水電完成1541小時，同比持平；風電完成1575小時，同比降低230小時；光伏完成1166小時，同比降低173小時。
隨著現(xiàn)貨市場價格信號的逐步清晰和引導作用增強，發(fā)電側與售電側的博弈將更加激烈和復雜。疊加24時點精細簽約的要求，對達成年度中長期合約構成更大壓力。當前黑龍江電力交易平臺在冊的合規(guī)售電公司已達148家，尤其值得注意的是，今年以來新增注冊并生效的13家售電公司中，大部分來自山東、山西等電力市場改革先行、競爭更為激烈的省份。這些“外來者”攜豐富的市場經(jīng)驗和靈活的策略強勢進入，加劇了競爭格局。
黑龍江省當前市場存在的不足
限價相關設置有待優(yōu)化
一是現(xiàn)貨市場申報與出清下限的設定，尚未充分兼顧新能源的多元收益情況。目前黑龍江現(xiàn)貨市場申報、出清限價均為0~1500元/兆瓦時，未考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素。在用電低谷時段，新能源大發(fā)疊加傳統(tǒng)電源出力，實際電力供應遠超需求，本應通過低價甚至負電價引導部分電源合理停機或調減出力，但當前下限價格無法實現(xiàn)這一調節(jié)功能。
二是二級限價的設置與執(zhí)行，在適配市場調節(jié)需求方面可進一步完善。目前二級價格限值的上限參考長期平均電價水平確定（燃煤機組年度中長期合約價格平均水平的2倍），當市場出清后的全網(wǎng)統(tǒng)一結算點電價處于價格限值的連續(xù)時間超過一定時長（16個小時）后，執(zhí)行二級價格限值。但二級限價削弱了現(xiàn)貨價格的調節(jié)功能：在電力持續(xù)緊缺、電價本應維持高位以激勵更多電源投入供電的場景下，二級限價會強制壓低價格，導致發(fā)電企業(yè)的頂峰收益被人為限制，進而打擊其頂峰保供的主動性。
各類獲利回收機制影響資源配置效率
一是設置中長期獲利回收機制。黑龍江當前設置用電側中長期缺額回收、新能源中長期超額回收和新能源中長期缺額回收機制。該機制通過設定較高的中長期合約簽約比例要求，并對偏離約定電量或曲線一定范圍的發(fā)用電行為進行考核，強制市場主體完成簽約目標?！蛾P于做好黑龍江省2025年電力市場交易的通知》明確一類用戶（售電公司）年度中長期合同簽約電量原則上不低于上一年度用電量的80%，并通過后續(xù)月度電力交易保障中長期合同簽約電量不低于上一年度用電量的90%；一類用戶（售電公司）年度省內(nèi)電力直接交易新能源成交電量占比不超過其總成交電量的25%；燃煤發(fā)電企業(yè)年度中長期合同簽約電量原則上不低于上一年度省內(nèi)市場交易成交電量（扣除轉讓電量）的80%，并通過后續(xù)月度電力交易保障中長期合同簽約電量不低于上一年度省內(nèi)市場交易成交電量（扣除轉讓電量）的90%；風電、光伏年度中長期合同簽約總電量原則上不低于上一年度省內(nèi)市場交易成交電量的85%。
然而，該機制在設計與執(zhí)行中存在缺陷，對電力市場的健康運行產(chǎn)生了多方面的負面影響。一方面，該機制影響了市場信號與資源配置效率。為防止因未達到簽約比例而觸發(fā)考核，市場主體往往忽視現(xiàn)貨市場的實時價格信號，機械地按照已簽訂的中長期合約安排發(fā)電與用電行為，削弱了現(xiàn)貨價格在資源配置中的核心引導作用。另一方面，強制性的高比例簽約要求干擾了中長期交易的正常供需關系。由于未能滿足預設簽約比例將面臨考核，交易中具有優(yōu)勢的一方常借機抬高合約價格；而處于弱勢的一方則被迫在接受不利的高價合約與承擔考核費用之間做出權衡。這種安排制造了不合理的套利空間，會干擾交易價格的形成，同時引發(fā)考核費用的分攤問題，從而影響市場機制的效率。
二是設置日前實時獲利回收機制。黑龍江當前設置非競價燃煤機組超額獲利回收、用電側超額獲利回收和新能源超額獲利回收機制。該機制要求市場主體在日前市場中嚴格依據(jù)預測的實際用電曲線進行用電需求申報，并對偏離該曲線一定范圍的用電行為實施考核。為規(guī)避考核帶來的風險，市場主體往往傾向于忽視現(xiàn)貨市場的實時價格信號，機械地按照日前申報的用電曲線安排實際用電行為。此類措施實質上構成對市場交易行為的強制約束，削弱了日前價格反映市場主體真實交易意愿的能力。其結果是，日前價格信號難以有效激勵用戶根據(jù)市場條件靈活調整生產(chǎn)計劃或積極參與系統(tǒng)調節(jié)，導致日前市場本應具備的資源引導與優(yōu)化功能受到顯著抑制。
“阻塞費用”模糊日前市場位置信號
黑龍江電能量結算采用差量結算方式，中長期合同電量按中長期合同價格結算，并結算所在節(jié)點/分區(qū)與中長期結算參考點的現(xiàn)貨價格差值，實際電量與中長期合同電量的偏差按現(xiàn)貨市場價格結算。但其在結算規(guī)則中另外設置“阻塞費用”，將發(fā)電側日前出清電量按照所在節(jié)點與統(tǒng)一結算點的實時價格差值進行結算，該項費用按月統(tǒng)計，在發(fā)電側和用電側之間按1:1承擔。實際上，該“阻塞費用”并非傳統(tǒng)意義上由輸電阻塞產(chǎn)生的金融盈余，而是一種對日前市場發(fā)電側位置價差的強制性平移和分攤機制，它將本應由發(fā)電側獨自承擔（或受益）的節(jié)點位置價差風險，轉變?yōu)橛砂l(fā)、用雙方共同承擔，在很大程度上模糊并削弱了日前市場應有的位置信號。這種設計可能出于平滑結算、降低市場初期波動性等考慮，但其代價是犧牲了節(jié)點電價在引導資源優(yōu)化配置方面的核心效能。
調頻量價補償機制存在“過補償”風險
《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發(fā)改價格〔2024〕196號）明確調頻市場原則上采用基于調頻里程的單一制價格機制。黑龍江額外設置調頻量價補償，對燃煤機組實際調頻調用階段的量價補償費用分為上調補償、下調補償兩類，該項費用按月統(tǒng)計，在現(xiàn)貨與調頻市場連續(xù)運營前，在發(fā)電側按月度省內(nèi)優(yōu)先發(fā)電合約電量比例進行分攤。設置調頻量價補償實際上是對調頻的機會成本進行補償，但由于機會成本大小受現(xiàn)貨電價波動、機組備用容量、其他市場收益等多重變量影響，缺乏統(tǒng)一且精準的測算標準，當前的量價補償方式未建立科學的成本核算體系，極易出現(xiàn)補償額度超出機組實際機會成本損失的“過補償”情況，可能削弱市場對調頻資源的優(yōu)化配置作用。
容量補償機制有待探索
一是容量電費未按機組申報最大出力確定?！蛾P于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）要求煤電容量電費按機組申報的最大出力確定，煤電機組分月申報。但根據(jù)《關于明確東北區(qū)域容量電價考核機制有關事項的通知》（東北監(jiān)能市場〔2024〕8號），黑龍江目前煤電機組當月認定的最大出力為每日認定的最大出力算術平均值。考核不達標、檢修、經(jīng)調度認定影響電網(wǎng)安全和電力保供的，當日最大出力通過認定確定。二是缺少全容量補償機制。黑龍江目前僅對燃煤機組進行容量補償且未全額補償，補償標準為100元/千瓦·年（含稅），隨著新能源全面入市，現(xiàn)貨市場價格走低，電力系統(tǒng)中以煤電為代表的高可靠性機組難以回收成本，將威脅系統(tǒng)可靠性，亟待建立全容量補償機制對提供有效容量的機組進行補償。
黑龍江省電力市場完善的針對性建議
一是建議修改現(xiàn)貨市場申報、出清下限。現(xiàn)貨市場申報下限則按“黑龍江新能源項目中央補貼度電價格+綠證收益度電價格”的最大值確定且為負值，核心原理是適配新能源“零邊際顯性成本+隱性收益”特性。新能源的邊際發(fā)電成本接近零，但可通過中央補貼、綠證交易獲得隱性收益，若現(xiàn)貨價格僅設為0，無法對沖其隱性收益，可能導致新能源在低谷時段仍盲目并網(wǎng)，加劇電力供過于求的狀況。而負電價機制能引導新能源合理調整出力，主動選擇在大發(fā)時段適度停機或調減出力。從定價邏輯來看，該方式完全符合邊際成本定價原則，將新能源的隱性收益納入價格核算體系，讓現(xiàn)貨價格更真實反映電力供需與資源價值，為后續(xù)新能源全面入市奠定機制基礎。
二是建議按月開展二級結算限價。實施按月的二級結算限價，是平衡價格信號與風險控制的有效手段。其限價標準可設定為系統(tǒng)長期邊際機組燃料成本的2倍。該機制的核心在于，既能保留短期（如單日）供需緊張所觸發(fā)的真實價格信號，又能將月度內(nèi)的極端價格峰值平滑處理，從而有效過濾短期波動、防范系統(tǒng)性風險，避免用戶受到過高電價的持續(xù)沖擊。當全容量補償機制實施后，因容量電價已足額覆蓋機組固定成本，現(xiàn)貨市場僅需真實反映電量成本（燃料、運維等變動成本），無需額外設置二級結算限價。
三是建議逐步放開中長期高比例簽約要求。從市場運行邏輯來看，放開限制后，市場主體的收益將由自身交易策略與市場供需變化決定：發(fā)電企業(yè)可根據(jù)現(xiàn)貨市場價格預期，靈活調整中長期合約簽約量與價格——若預判未來現(xiàn)貨電價整體走高，可減少中長期合約簽約比例，保留更多電量參與現(xiàn)貨市場獲利；若預判電價低迷，則通過簽訂長期合約鎖定收益。售電公司與用戶也可結合自身用電需求（如工業(yè)用戶季節(jié)性生產(chǎn)特點），自主選擇合約期限與簽約量，避免“為達標而簽約”的被動情況。這種調整能充分激發(fā)市場活力：一方面，中長期合約價格將更貼合市場供需，避免因強制簽約導致的價格扭曲；另一方面，現(xiàn)貨市場價格信號對中長期合約的引導作用增強，推動兩者形成良性互動格局，提升整個電力市場的資源配置效率。
四是建議取消“阻塞費用”結算分攤，并將差量結算方式改為差價結算。差量結算作為我國電力現(xiàn)貨市場初期的主流模式，其設計核心是“以中長期合約為基礎，現(xiàn)貨市場僅調節(jié)偏差”，與傳統(tǒng)計劃模式較為銜接，但弱化了現(xiàn)貨市場的價格信號；而差價結算的設計核心是“全電量現(xiàn)貨定價”，本質上是將物理交割與財務化合約分離，讓現(xiàn)貨市場價格更真實地反映供需。差價結算機制的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在兩方面：一是規(guī)避了中長期阻塞費用的復雜核算問題，不存在阻塞費用的問題，讓結算回歸其應有的本源形態(tài)。二是與“機制電量”的結算方式銜接更加緊密。
五是建議加快取消調頻量價補償機制。當前黑龍江額外設置的調頻量價補償機制，雖旨在彌補機組參與調頻的機會成本，但其成本核算難以精確量化，導致現(xiàn)行補償標準缺乏科學依據(jù)，容易產(chǎn)生“過補償”現(xiàn)象。建議盡快取消該調頻量價補償機制，全面實施基于調頻里程的單一制價格，通過市場化競爭形成價格信號，引導調頻資源合理配置，確保輔助服務成本的真實性與有效性。
六是建議探索發(fā)電側容量補償機制。容量電費=有效容量×容量補償電價×容量供需比。動態(tài)確定容量補償電價，定期測算長期邊際機組固定成本，容量補償電價需覆蓋機組長期投資成本，核心在于其能精準匹配容量補償“保障電力系統(tǒng)長期充裕性、引導必要投資”，其固定成本（如設備投資、運維）能真實反映新增容量的最小必要投資，以此定價可確保補償覆蓋機組合理成本，既避免因定價過低導致調峰等關鍵容量投資不足，又防止因基準偏離實際引發(fā)資源浪費，貼合電力系統(tǒng)長期安全與市場化資源配置的雙重需求。
黑龍江省電力市場正處于從“初創(chuàng)運行”向“成熟規(guī)范”轉型的關鍵階段，其發(fā)展既受益于可再生能源的資源稟賦與市場化改革的政策紅利，也面臨著規(guī)則適配性不足、機制設計待優(yōu)化、供需矛盾凸顯等現(xiàn)實挑戰(zhàn)。本文提出的優(yōu)化限價機制、放開中長期簽約約束、調整結算模式、完善輔助服務與容量補償機制等建議，核心邏輯在于回歸“市場定價、精準信號、高效配置”的市場化本質。未來，隨著各項機制的落地完善，期待黑龍江電力市場進一步釋放活力，強化價格信號的資源引導作用，為能源結構優(yōu)化、電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行提供堅實支撐。
