湖南电力市场建设现存问题及完善建议
来源：电联新媒 时间：2025-11-17 16:53
伴随2015年中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的印发，湖南电力市场改革拉开序幕。如今，湖南电力市场体系建设已走过第十个年头。十年来，湖南坚定不移推进电力体制改革和电力市场建设，展现了湖南人“脚踏实地、不断进取”的精神，也为湖南电力市场稳步建设打下了坚实基础。
湖南电力市场建设历程及市场架构
2016年11月30日，湖南省正式印发《湖南省电力体制改革综合试点方案》，明确了全省电力体制改革的三个阶段目标：改革起步阶段（2016年）、重点实施阶段（2017~2018年）和完善推广阶段（2019~2020年）。该方案重点提出初步建立输配电价形成机制，成立电力市场管理委员会，组建电力交易机构，制定市场交易规则，初步建成市场交易平台，有序放开发用电计划，建立市场主体准入与退出制度，培育市场竞争主体，构建市场主体多元、交易品种齐全、功能完善的电力市场体系，确立了市场在资源配置中的决定性作用，为湖南省后续电力市场化建设奠定了基本架构。
2017年7月，《湖南省电力中长期交易规则（试行）》正式印发，为开展电力直接交易、推动形成规范有序的电力市场、维护市场主体合法权益和市场秩序，建设统一、开放、竞争、有序的湖南电力市场提供了制度保障。同年9月，湖南省委全面深化改革领导小组第二十八次会议审议通过《湖南电力市场建设方案》，将电力体制改革细化为两个阶段：2017~2018年为重点实施阶段，2019~2020年为完善提升阶段，进一步绘制了湖南电力改革的蓝图，推动电力市场建设进入快车道。
2017年11月14日，湖南能源监管办下发《关于开展电力中长期交易规则修订工作的通知》，正式启动湖南省电力中长期交易规则的首次修订工作。2018年6月，湖南能源监管办开展电力辅助服务市场研究。2019年5月，湖南省印发《湖南省电力中长期交易市场信息披露管理办法（试行）》。随着国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，湖南电力市场建设进一步加快。2020年初，受用电水平同比下降及可再生能源消纳困难影响，湖南火电机组出现全天深度调峰的情况。湖南能源监管办及时组织调度交易机构专题会商，研究利用市场机制促进需求侧用电增长，有效应对供需矛盾，积累了宝贵经验。同年5月，湖南辅助服务市场建设取得新进展，《湖南省电力辅助服务市场交易规则（试行）》和《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》出台，标志着湖南辅助服务市场正式启动。2021年5月，湖南能源监管办研究制定《湖南省售电公司监管办法（试行）》，进一步规范零售市场建设。
2023年4月7~8日，湖南电力现货市场成功开展首次调电试运行，电力市场建设迈出重要一步。2025年，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，要求湖南在本年启动连续结算试运行。随后，湖南分别于4月23~29日、6月11~20日两次开展调电试运行，并于8月1~31日开展整月结算试运行。
2025年10月，为落实国家关于电力现货市场建设的要求，湖南能源监管办会同地方政府有关部门印发《湖南省电力市场系列规则（试行）》。该系列规则在总结湖南电力市场特点和运营经验的基础上，借鉴国内先进省份实践经验，遵循全国统一电力市场“1+N”规则体系精神，成功构建“1+6”规则体系，实现了电力中长期、现货、辅助服务等市场的有机衔接，使电力市场注册、计量、结算等环节有章可循，为湖南融入全国统一电力市场奠定了坚实基础。2025年10月28日，湖南正式转入连续结算试运行，标志着湖南电力市场进入“中长期市场规避风险、现货市场发现价格、辅助服务市场保电网安全”的新发展阶段。
当前湖南电力市场建设存在的问题
湖南电力现货市场的建设起步相对较晚。从目前的发展情况来看，湖南在市场规则设计上约束相对较少，费用分摊与疏导机制较为合理，总体建设方向正确。然而，结合近期几次现货市场运行实践，特别是在10月新版规则发布后，仍可发现湖南在市场规则方面存在一些不完善之处，尤其在市场价格形成机制和费用结算分摊方面，仍有一定问题需要解决。当前，湖南电力市场建设已步入深水区，部分关键问题亟待进一步优化与完善。
发电侧市场主体覆盖不完整
根据《湖南省电力现货市场交易实施细则》，目前参与现货交易的发电侧主体主要包括公用燃煤机组、风电和光伏等；用户侧涵盖批发市场用户及电网企业代理购电用户；新型主体则包括独立新型储能、虚拟电厂等。然而，水电与燃气机组尚未纳入市场。截至2025年9月，湖南省总装机容量为8652.77万千瓦，其中已参与市场的火电约2600万千瓦、风光装机约1900万千瓦，入市规模仅占全省总装机容量的约52%。值得注意的是，包括柘溪、凤滩、东江等大型水电项目以及衡东燃机等燃气机组仍未进入市场。国家发展改革委和国家能源局在《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）中已明确提出，应在统筹协调和妥善处理电价交叉补贴的基础上，有序推进水电参与电力市场化交易。随后，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）再次强调，应加快放开各类电源参与电力现货市场。在市场经济机制下，只有通过市场才能筛选出适应新型电力系统建设需求的电源类型，也唯有全电量参与市场优化，才能遴选出未来最经济、最安全且最具发展潜力的电源结构和新业态。目前，发电主体未能全面入市，不仅影响市场价格的合理形成，还会产生大量不平衡资金，在分摊过程中造成扭曲，最终影响结算价格的公正性与有效性。
现货价格形成机制不合理
一是根据《湖南省电力现货市场交易实施细则》，批发市场用户的用电需求曲线仅作为结算依据，而不作为出清边界条件。同时，35千伏及以上风电、光伏（不含扶贫场站）以报量报价方式参与现货交易，并与配建新型储能联合运行、一体化申报。实际情况中，湖南日前市场采用新能源场站申报的报量报价曲线作为预测依据，而用户侧则以报量不报价的方式参与。这与《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号，以下简称1171号文）中“以发用电两侧主体自主申报的量价信息出清和结算，通过日前价格信号引导用户调节用电行为”的要求不符，使得日前市场价格难以反映真实供需关系，扭曲了价格形成机制。
二是在日前市场出清过程中，由于不同发电机组和场站所处节点位置不同，其网损和阻塞信号存在差异，即使报价相同，对系统经济性的影响也不一样。然而，湖南现行规则规定，在发电侧报价相同的情况下，依据由政府主管部门核定的机组类型、环保指标和能耗水平等因素确定中标顺序，现阶段为促进新能源消纳，优先出清新能源，其次为火电。这一做法与《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，以下简称136号文）中“推动新能源公平参与市场交易”的原则相悖。新能源优先出清机制不仅损害了其他发电主体的合法权益，也难以真实反映节点位置信号，长期可能误导新能源投资规划，不利于市场健康发展。
三是在《湖南电力现货市场及调频辅助服务市场连续结算试运行工作方案》中，二次出清阶段将平衡约束松弛惩罚因子和网络约束松弛惩罚因子分别设定为100000000，而在节点价格计算中，二者分别调整为900和1500，前后相差超过11万倍和6万倍。相比之下，国际成熟市场（如美国PJM）的惩罚因子设置较为接近，分别为30000美元/兆瓦时和2000美元/兆瓦时，差距仅为15倍。湖南现行设置中过高的倍数差距可能导致发电企业在低价时段被强制调用，违背其真实交易意愿，干扰市场正常运行。
限价设置不完善，存在一定市场干预
一是根据《湖南电力现货市场及调频辅助服务市场连续结算试运行工作方案》，湖南现货市场的申报价格上限和出清价格上限均为900元/兆瓦时，下限均为0元/兆瓦时。然而，136号文明确提出，应适当放宽现货市场限价。其中，申报价格上限应参考各地工商业用户尖峰电价水平等因素确定，下限则需考虑新能源在电力市场外可获取的其他收益。目前湖南设置过高的价格下限，既未能真实反映电能量成本，也削弱了新能源的边际成本优势，进而影响新能源的有效消纳。
二是湖南引入了报价替换机制，具体做法为：在日前市场出清前，逐时段计算各发电集团火电的剩余供给指数，作为市场力监测指标。一旦触发市场力监测，即启动事前价格监测机制。若相关发电集团所属火电机组的电能量报价高于事前市场力监测参考价格，则启动价格缓解措施，将其报价替换为参考价格与火电机组核定发电成本中的较高者。该报价替换机制本质上属于人为干预市场价格，不仅扭曲了真实的价格信号、降低市场运行效率，也无法准确反映实际供需变化，同时损害了发电企业的合理利益。
需要指出的是，早在2019年，《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）已明确要求，在交易组织与价格形成过程中不得进行不当干预。《电力现货市场基本规则（试行）》也进一步规定，现货市场限价规则、价格干预规则等管制性价格规则，应由国务院价格主管部门明确制定原则，各省（区、市）价格主管部门会同相关部门及国家能源局派出机构制定具体细则，并纳入当地市场规则体系。
存在大量获利回收条款
根据《湖南省电力市场结算实施细则》（湘发改价调〔2025〕655号），目前湖南电力市场设置了多项超缺额获利回收考核机制，具体包括火电中长期超缺额回收、新能源中长期超缺额回收、用户侧中长期超缺额回收、虚拟电厂中长期超缺额回收，以及火电超额获益日回收。此外，湖南还引入了阻塞风险对冲费用机制：当某机组（场站）的日前市场节点电价高于其中长期合约结算参考点电价时，将按比例回收该机组中长期合约的阻塞费用；反之，若日前市场节点电价低于参考点电价，则按比例补偿该机组合约阻塞费用。在大量获利回收条款的影响下，交易或政策确定的“名义电价”与发电企业最终获得的结算电价之间出现严重脱节。发电企业获得的“实际电价”并非由市场自然形成，而是因结算环节的额外干预，被强行拉离了名义电价的基准线。同时，《中华人民共和国立法法》第九十一条规定“没有法律或者国务院的行政法规、决定、命令的依据，部门规章不得设定减损公民、法人和其他组织权利或者增加其义务的规范，不得增加本部门的权力或者减少本部门的法定职责。”《中华人民共和国行政处罚法》第四十二条也明确规定“行政处罚应当由具有行政执法资格的执法人员实施。执法人员不得少于两人，法律另有规定的除外。”看似完善的市场机制，实则仍在计划干预的框架内打转。唯有回归“交易定价=结算电价”的本质，让结算环节告别混乱与随意，才能让电价真正成为反映供需、引导资源配置的核心信号，为全国统一电力大市场与“双碳”目标筑牢基础。
电网代理购电价格不妥
当前，电网代理购电价格机制存在不合理之处。根据《湖南省电力市场结算实施细则》，电网企业代理购电的实际用电量与中长期合约电量之间的偏差电量，应按照现货市场月度综合价格进行结算。该综合价格是指发电企业当月内在日前市场与实时市场中，所有时段、所有节点电价按对应电量加权平均后得出的数值。然而，《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号）明确规定，代理购电产生的偏差电量，在现货市场运行地区应按照现货市场价格进行结算。湖南电网在代理购电偏差电量的结算依据上，未能完全符合809号文的要求，这不仅影响了市场交易的公平性，还产生了大量不平衡资金。
辅助服务市场设计缺失
当前，湖南的辅助服务市场仅设计了调频辅助服务，尚未建立备用辅助服务市场。在构建新型电力系统背景下，备用辅助服务不可或缺。该服务反映了用户侧为获得可靠电力供应所愿承担的备用成本，电网通过采购备用服务，以保障系统拥有足够的可用容量。然而，由于目前备用市场缺失，本应用于备用的机组容量被纳入现货市场出清，扰乱了现货市场的供需关系，进而影响现货价格的形成。国家发展改革委、国家能源局在《建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）中明确提出，应加快辅助服务市场建设，推动调频、备用等辅助服务市场规范高效运行。湖南因缺乏备用市场机制，导致电网在调用火电机组提供备用服务时缺乏有序安排，且未支付相应费用，影响了火电企业的合理收益。
费用分摊不合理
一是独立新型储能补偿费用由省内未落实配储要求的风电、集中式光伏发电企业按当月实际上网电量比例分摊。然而，136号文已明确规定，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网及上网的前置条件。湖南的做法实质上构成了对新能源项目配储的变相强制要求。
二是阻塞不平衡费用及市场发用电量不平衡费用，均按当月市场化发电机组（场站）上网电量、虚拟电厂发电单元所聚合资源的上网电量，以及电力用户实际用电量比例进行返还或分摊。而《电力现货市场基本规则（试行）》明确要求，所有结算项目的分摊（返还）应遵循“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则，事先商定分摊方式，并清晰界定各方合理的权利与义务。
湖南电力市场建设进一步完善的措施
市场建设初期，问题在所难免。然而湖南在过去十年间，始终坚定贯彻电力体制改革精神，坚决落实国家战略部署，成功实现了电力市场的初步构建，不仅为其他省份提供了有益借鉴，也彰显了“湖南精神”，这一点值得充分肯定。但也要看到，电力现货市场转为连续结算试运行，仅仅是电改长征迈出的第一步。“雄关漫道真如铁，而今迈步从头越”。电力体制改革依然任重道远，市场体系的完善仍需持续发力、久久为功。
一是按照813号文的要求，加快推进各类电源主体全部入市。电力市场的基本出清模型是一种基于供需关系定价的机制，该模型中同时存在买方和卖方。当买卖双方达成一致时，即形成市场均衡价格，也就是所谓的市场出清价格。目前，湖南省内水电、燃机等大量电源尚未进入市场交易，这一情况必然对电力供给侧造成影响，导致市场供给量减少。与此同时，全省的工商业用户中，既有直接参与市场的用户，也有由电网企业代理购电的用户。这两类用户在电量和电价上的差异，自然形成了偏差，进而引发了一定规模的双轨制不平衡资金问题。
二是按照1171号文要求，推动用户侧报量报价参与市场交易，并根据用户申报情况进行日前市场出清，反映市场真实供需。由于电力市场的价格基于供需关系形成，这就要求供给与需求必须处于同一市场框架内并充分参与。因此，有必要对电力市场的供给侧与需求侧进行补全。若在出清过程中引入过多边界条件（例如，完全依赖电网预测数据作为出清边界），将导致供需关系与实际状况脱节，进而造成市场均衡价格偏离真实水平。此外，当市场出清依赖调度预测曲线时，该预测本身的准确性与合理性也需深入探讨。目前，调度预测所采用的负荷曲线本质上属于发电曲线，且常需人为干预调整。在此过程中，负荷曲线的波动会传导至价格端，引发价格波动，并最终影响市场出清价格的形成。
三是按照136号文的要求，取消强制配储要求，取消新能源优先出清原则，按照电网系统运行经济性原则出清，推动新能源公平参与市场。在当前电力市场中，由于电网物理架构的固有特性，不同节点所传递的位置信号、增加单位负荷所引起的阻塞成本及网损均存在差异。与此同时，在确保电网安全稳定运行的前提下，应逐步降低平衡约束与网络约束的松弛惩罚因子，使其与电价出清过程中的相关因子倍数趋于合理区间。市场建设初期，电网安全仍是不可忽视的前提，但作为市场化改革的一部分，也需要具备“敢为人先”的探索精神。未来，可逐步缩小该因子的取值，以持续推进市场机制优化。
四是取消各类不合理干预，合理设置价格上下限，并引入“负电价”机制。负电价是电力市场中的正常价格信号，并非市场失灵的表现。在电力现货市场中，发电侧市场主体基于变动成本参与竞争。由于可再生能源的变动成本接近于零，加上场外补贴和绿证收益后，其实际变动成本可能为负。为确保市场公平与竞争充分，价格下限也应相应设为负值。2025年9月以来，我国多地频繁出现“负电价”现象。短时“负电价”可视为电力市场的有效“信号灯”，有助于激励发电机组参与深度调峰、引导用户填谷用电，促进储能等新型主体投资建设，从而为清洁能源消纳腾出更多空间。此外，还应完善市场力监测机制与报价替换机制，以保障市场平稳健康运行。
五是确立中长期财务化合约属性，取消高比例签约及各类获利回收。在现货市场中，实际的发电、用电的明确交割仅发生在实时市场，因此，日前市场实质是财务性质的，反映的是主体间的财务关系。既然日前市场作为财务市场，那中长期市场便不应该再被理解为物理执行的市场了。中长期的作用本质上是为市场主体提供的一种避险机制，防止在实时市场出现巨大的价格波动风险。因此，财务市场不应设置各类回收考核机制，而是允许市场主体合理进行套利。建议今后将结算方式由差量结算改为差价结算，既能理顺经济关系，同时也可避免产生大量不平衡资金。
六是严格按照809号文的要求，理顺电网企业代理购电价格机制，将代理购电视作中长期合约，并与现货价格进行差价结算。代理购电机制旨在为海量中小型用户提供适应市场的缓冲期，缓解其因市场认知与交易能力不足所面临的挑战。为进一步推进电力市场化，建议持续优化代理购电的市场化采购方式，使代理购电用户作为市场主体，与其他主体一样通过市场化方式获取全部电量。具体而言，电网企业的代理购电应全部通过市场化交易完成，并与现货市场实行价差结算。同时，建议从两方面着手推进改革：一是鼓励代理购电工商业用户直接参与市场交易或通过零售市场购电，逐步缩小代理购电规模；二是推动分时电价政策在现货地区全面覆盖代理购电用户，促进市场机制的有效衔接。
七是完善辅助服务市场机制，建设备用市场。备用辅助服务旨在应对负荷突增、设备故障或可再生能源出力波动等意外事件，通过预留调节能力并在规定时间内响应调度指令，以维持电力系统的频率稳定和供电可靠性。目前，我国各地区在备用费用的计算标准上尚未统一，结算公式及其具体表现形式也存在差异，这主要源于不同地区及各类电源的实际情况与政策导向各不相同。建设备用市场，有助于降低系统辅助服务成本，提升运行效率，并确保备用服务的公平性与合理性。在推进辅助服务市场建设，尤其是备用市场建设的过程中，湖南应充分发挥“敢为人先”的精神，加快构建备用市场，为全国辅助服务市场建设贡献湖南经验。
八是根据《电力现货市场基本规则（试行）》的要求，各项结算项目应独立记录、分类清晰，并实现有效疏导。所有结算相关的分摊或返还，应遵循“谁产生、谁负责，谁受益、谁承担”的原则，事先明确分摊（返还）方式，合理界定各方权利与义务。同时，严格落实136号文要求，坚决纠正电力市场中的不当干预行为，杜绝向新能源不合理分摊费用，切实维护市场公平与合理。前文已提出多项完善措施，这些举措均有助于减少不平衡资金的问题。
“一部近代史，半部湖南书。”历史上，湖南曾为中国的进步与发展作出卓越贡献。如今，在电力体制改革的新征程中，湖南电力现货市场已顺利完成初步建设，为全国电力市场改革贡献了宝贵的“湖南经验”。“新栽杨柳三千里，引得春风渡玉关。”展望未来，湖南将继续弘扬“忠诚、担当、求是、图强”的精神，持续深化电力体制改革，不断完善市场规则体系，优化市场运营机制，在电力体制改革的进程中，再次书写属于湖南的精彩答卷。（韩冰）
责任编辑：于彤彤
