2026-07-17 11:07:27
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源自：中国电力企业管理
2026年作为“十五五”规划的开局之年，全国统一电力市场体系建设取得稳步推进。一方面，市场化改革持续深化，打破了新能源的过度保护、行政定价惯性以及省际壁垒，推动电力行业从政策扶持转向公平竞争的新阶段；另一方面，全容量补偿政策与多点绿电直连等机制，促使电力价值从单一的电能量向电能量、容量、可靠性、绿色低碳等多维度升级。然而，价格信号扭曲等顽疾仍未根除，市场主体的真实供需信号难以有效传递。这些问题若不及时解决，不仅可能削弱已有的改革成果，还可能阻碍市场化进程。未来改革必须回归电力商品本质，基于电网物理规律和地方实际，以市场机制服务国家战略，适应高比例新能源的新型电力系统，打通改革堵点，清除制度障碍，避免市场化进程功亏一篑。
电力市场化改革取得显著进展
首先，电力现货市场全面铺开。 2017年，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区被选为首批电力现货试点，现货市场建设正式启动。九年来，以《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号）、《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）三份关键文件为指导，现货市场从“盆景”变为“风景”。目前，除京津冀和西藏外，现货市场已实现全覆盖。南方区域电力市场作为全国首个连续运行、全球规模最大的统一出清现货市场，2025年转入连续结算试运行，覆盖粤桂云贵琼五省区，以“统一出清、统一运作”实现区域经济性最优。云霄直流输电权交易的启动，标志着全国统一电力市场体系补齐了关键拼图。省间现货市场迈入常态化运行，从应急互济转为每日开展的成熟交易品种，跨区资源调配从“兜底保供”转向“常态优化”。中发9号文提出的“即时交易”要求已基本落实。
其次，市场机构定位日益清晰。 按照“管住中间、放开两头”的改革思路，围绕供需关系以竞争性方式引导电力回归商品属性。在中间环节，输配电价机制的建立改变了电网企业“吃购销价差”的盈利模式，自然垄断环节变为“高速公路”，电网企业专注公共电网服务与系统安全。发电企业逐步组建售电公司、能销公司、运营中心、报价中心等专业交易机构。售电公司从最初从事“对缝”性质的中长期交易，逐步发展为提供电力交易避险服务的用户侧代言人。专业化市场运营机构同步组建并独立规范运行，为全体市场主体搭建统一、公开、高效的交易平台。监管机构聚焦市场秩序、规则执行、价格行为与风险防范，对市场主体开展常态化监管。
第三，基础规则体系日趋完善。 在“1+6”基础规则体系初步建成后，全国统一电力市场正式进入精细化打磨的“精装修”阶段。在基础规则层面，国家已搭建起完善的电力市场制度体系，以基础运行规则为核心，全面覆盖中长期、现货、辅助服务等主流交易品种，配套建立市场注册、计量结算、信息披露等全方位支撑制度。技术标准领域，国家重点推进关键技术框架、核心数据模型、信息披露与交互规则的统一标准化建设，落地“一次注册、全国通用”机制。在结算环节，行业正加速建设全国统一的结算流程与标准化账单科目体系，同步推进专项行业标准编制。截至目前，我国已建成涵盖省际省内、多时间维度、多交易标的的多层次电力市场体系。
第四，上网电价体系全面构建。 与计划体制“一股脑”打包核定价格不同，电力市场体系对应四种电力商品属性设计：电力现货市场交易电量和平衡商品；电力辅助服务市场交易调节商品；容量市场交易可靠性商品。电力现货市场是辅助服务市场和容量市场的基础。2026年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），进一步推动完善“电能量+辅助服务+容量”三位一体的上网电价体系。
成绩下的制度性隐患
在取得成果的同时，当前电价改革仍需加速推进，电力市场建设仍需持续深化，以更好适应高比例新能源的新型电力系统。
传统计划退出速度不及预期。 大部分省份仍坚持“高比例年度强制签约”模式，要求发电企业大部分电量在年初以相对固定价格签订中长期合同。从结算角度看，不少地区虽调整为现货全电量结算，但从交易限额及考核方式看，仍执行原有年度、月度交易方式，电量比例要求基本不变。中长期交易本应是差价合约、避险的财务合同，如今却变相当作实物合同考核。电价方面，中长期交易价格延续基于政府核定燃煤基准价上下浮动的机制，本质是某一时段内的成本加成核算。而在市场条件下，电力商品价格是对细分时刻的细致定价。中长期交易上限价格远低于市场发现的上限价格，下限价格却远高于市场发现的下限价格。这相当于发电侧让利保证用户侧用电价格稳定，所谓的“市场价格”实际偏离了市场供需。“高比例签约中长期”在保障基础收益的同时，也带来了弊端：一是锁死了发电灵活性与价值；二是风险对冲手段缺失；三是火电等调节电源分摊大量不平衡资金、辅助服务等费用，进一步放大了收益不确定性。
电价机制间的不协同影响了现货价格信号的资源配置效果。 一是发电侧可靠容量补偿机制建设推进过慢。目前多省现货价格大幅下降，而容量电价补偿标准相对利用小时数下降幅度偏低，门槛高、考核严格，叠加煤电企业还需分摊大量辅助服务费用和不平衡费用。当前仅部分省份落地发电侧可靠容量补偿机制。二是现货市场的价格发现职能被中长期“淹没”。按电力的商品属性，现货市场是核心定价主体，承担变动成本和容量电价未覆盖的剩余固定成本；中长期应回归纯金融差价合约功能；容量电价专门补偿机组固定成本；辅助服务单独定价结算。但长期以来，中长期交易被当成实物电量交易，打包承担绝大部分固定成本和全部变动成本，现货市场沦为偏差电量市场，容量电价补偿力度和节奏滞后于煤电利用小时下滑速度。三是现货价格隔年使用导致发售矛盾。由于预测技术不足及对市场风险认识不足，部分省份简单将上一年度供需宽松形成的偏低现货价格，直接沿用至本年度中长期合同定价。2026年，新能源装机持续增长并全部入市，煤电进一步向保供与调节兜底转变，叠加国际天然气价格大涨，发电侧成本压力持续加大，但售电侧依旧参照往年低价现货数据下压年度中长期签约价格，发售博弈加剧，弱化了电价对电源投资的引导作用。
对结算、出清等环节的不规范干预导致各类争议。 当前多地出台差异化收益回收政策，对市场结算形成直接干预。一是各地多样化的收益回收机制对可调节电源的合理收益造成冲击。现有结算细则界定模糊，难以清晰区分合规调节与恶意套利。一刀切的回收政策导致两方面负面影响：在投资端，煤电、储能等可调节电源收益波动剧烈，企业新增装机投资、灵活性改造意愿低迷；在运行服务端，收益回收流程冗长且计算不透明，机组参与调节服务的收益无法事前测算，市场参与积极性持续走低，电网灵活调节资源供给不足。取消不合理回收机制后，企业能精准预判调节收益，主动优化机组运行方式，资本将更愿意流入调节电源领域。二是部分省份设置月度结算收益上下限，扭曲真实价格信号，阻碍市场化定价机制成熟。人为锁定月度结算收益区间，阻断供需向电价的传导路径，压制市场真实价格信号释放，违背现货市场价格发现的核心功能。
十字路口的可行选择
一是持续完善适应新型电力系统的电价体系。 加快推动发电侧可靠容量补偿机制建设，通过补偿机组固定成本、引导顶峰投资，有效保障系统长期充裕度。协同构建更为科学的报价行为与影响测试机制，确保出清价格真实反映供需关系。完善更适应集中式电力市场的中长期避险机制，提高合约流动性和履约灵活性。探索进一步优化省间互济机制，打破跨省跨区壁垒，提升区域整体安全保供能力和新能源消纳水平。
二是推动实现更为科学的电力规划。 建立市场化背景下的电力系统经济性规划制度。一方面，打造电力市场长周期仿真能力，评估电源、电网布局及建设规模，实现物理运行与经济效益的科学预判。另一方面，搭建标准化、透明化的经济规划数据体系，以省级为单元构建发、网、荷两侧的物理与经济仿真数据库，强化电网信息公开，为公平合理的规划工作夯实数据支撑。
三是推动经营主体转变思维以更好适应电力市场新形态。 一方面，推动经营主体调整发展思维。火电盈利模式已全面转变为容量收益叠加电量收益，年度交易一次性成交大部分电量的方式不再可取。新能源盈利核心为“市场化机制电价叠加发电量收益”，须具备造价低、运维优、区位佳三大条件。另一方面，推动经营主体完善调整考核激励机制。“电量=利润”的逻辑已不再适用。在“一利五率”考核指标下，国有企业应增强资本管理意识，把传统车间型管理转变为以市场经济为导向的现代化管理。同时，推动经营主体主动拥抱新技术，探索“人工智能+”的创新应用，将企业的发展融入电力行业的高质量发展中。
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