让电力市场机制成为能源转型的“引路蜂”

来源：能源中国客户端 时间：2026-01-20 12:48

　　党的二十届四中全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》明确提出，“持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统，建设能源强国”。这一战略部署为“十五五”时期电力市场发展指明了方向。面对“到2035年建成清洁低碳、安全高效的新型能源体系”的宏伟目标，电力市场机制作为资源配置的重要工具，肩负着关键的历史使命，成为推动能源转型和实现高质量发展的重要手段。相关政策部署是基于对我国能源发展阶段的深刻把握所作出的战略抉择，体现了党中央对能源转型规律的深刻认识和对市场机制作用的科学定位。

　　与此相衔接，国家发展改革委与国家能源局于11月10日出台的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号，以下简称“1360号文”），以及今年早些时候成型的全国统一电力市场体系“1+6”基础规则框架等配套制度，已共同构成了系统完备、相互支撑的政策组合，为电力市场化改革与新能源消纳提供了清晰的实施路径与规则依据。

　　电力市场机制是当下强有力的制度工具

　　我国能源转型政策体系的底层逻辑符合市场经济运行规律。其一，价格理论的核心观点是价格信号能够引导资源配置，但前提是价格必须准确反映供需关系和成本变化。1360号文提出的“适应新能源出力波动特点，缩短中长期交易周期”正是针对新能源边际成本接近于零、但系统平衡成本较高的特性，通过缩短交易周期让价格信号更准确地反映实时供需变化，让价格更好地反映新能源的实际可用性和系统平衡成本，从而引导市场主体合理安排发电计划和用电行为。其二，系统论强调整体优化而非局部最优，“统筹‘沙戈荒’新能源基地外送与就地消纳”正是应用了这一原理，通过建立送受电两端责任体系，统筹考虑送电端资源开发、输电通道能力、受电端消纳能力等多个因素，寻求整体最优解而非局部最优解。其三，激励相容原理要求政策目标与市场主体利益相一致，“建立送受端落实国家战略责任体系”正是将抽象的能源转型目标转化为具体的可再生能源消纳责任权重，让受电端地区有动力消纳新能源，送电端地区有约束合理开发。总之，当前电力市场体系的设计原则是基于对我国电力系统特性、新能源发展规律、市场主体行为特征的深刻把握，是对市场经济发展规律的创造性运用。

　　不可忽视的是，电力市场机制作为一种资源配置工具，其有效性存在天然边界，需要在技术经济约束下合理界定政府与市场的职能分工。新能源边际成本虽接近于零，但其系统平衡成本显著偏高。若市场价格信号不能同步反映电力稀缺程度与辅助服务需求，容易导致容量投资不足与调峰资源的结构性短缺。同时，新能源出力的间歇性与输电阻塞相互叠加，可能在局部节点形成市场势力，扭曲价格信号。此外，系统可靠性、碳排放等外部性成本难以完全通过市场内部消化，需政府借助容量补偿、碳定价等手段进行补充调节。

　　因此，政府对电力市场的调控，应聚焦于安全约束、外部性与公平竞争三类市场失灵场景。在安全约束方面，极端天气或连锁故障导致电力现货价格剧烈波动且无法出清时，需通过容量市场、应急调度与技术规范设定运行底线；在外部性方面，碳排放与调频调压辅助服务价值未被充分定价时，需通过碳市场、绿证交易与辅助服务市场并行，将外部成本转化为可交易价格信号；在公平竞争方面，跨省跨区输电通道或调度权集中带来市场势力时，需通过输电价格监管、开放接入与信息披露规则维护竞争秩序。上述边界划分以技术可行性与经济效率为准绳，既避免政府越位扭曲价格，也防止市场缺位引发系统风险。

　　新形势下电力市场机制的四个关键接口

　　构建支撑新能源发展的电力市场机制，关键在于厘清价格信号、市场结构、制度安排与治理机制四个技术-经济接口。

　　价格信号应同步反映电能量稀缺度与系统平衡成本，通过多品种交易的设计与运作，形成时空差异化的价格序列，为新能源投资与运行提供清晰可预期的收益曲线。市场结构需统筹准入门槛与市场集中度的双重约束，既要放宽分布式能源、储能、虚拟电厂等新型主体参与市场的条件，也要通过输电权分配与信息披露机制抑制局部市场势力，保障竞争公平。制度安排应覆盖交易品种、交易周期与交易方式的全谱系，以“1+6”电力市场基础规则体系为支撑，推动跨省跨区与省内市场规则衔接统一，有效降低制度性交易成本。治理机制须嵌入实时监测、风险预警与动态校正功能，依托数字化调度系统对网络阻塞、系统惯量与调峰资源等进行在线评估，防止市场失灵演化为系统运行风险。

　　上述四个要素相互耦合、动态互动，共同构成一个具备自我纠错与持续演化能力的市场生态，而非静态化的制度拼盘。

　　按照1360号文的要求，构建统一电力市场体系需要统筹兼顾、分类施策。

　　交易机制方面，要建立适应新能源波动性的中长期交易机制，完善现货市场功能，健全辅助服务市场，让各类交易都有章可循。具体来说，中长期交易要建立多年期交易机制，为新能源投资提供更加稳定的收益预期；建立灵活的月度、周度交易机制，适应新能源出力预测精度随时间缩短而提高的特点。现货交易要建立更加精细的日内交易机制，时间粒度要细化到15分钟甚至更短，准确反映新能源出力的实时变化；建立实时平衡机制，通过价格信号引导市场主体参与系统平衡。辅助服务交易要建立完善的调频、备用、爬坡、惯量等交易品种，通过市场化方式获取系统所需的调节资源；要建立容量补偿机制，保障系统有足够的发电容量和调节能力。

　　价格机制方面，要建立反映供需关系的价格形成机制，完善容量补偿机制，建立绿色价值实现机制，形成科学合理的价格体系。具体来说，要完善分时电价机制，通过价格信号引导用户错峰用电，提高新能源消纳能力；建立容量电价机制，保障系统有足够的发电容量和调节能力；建立绿色电价机制，体现新能源的环境价值，促进新能源发展。

　　市场规则方面，针对“沙戈荒”新能源大基地、水风光一体化、海上风电、分布式新能源等不同模式，制定差异化交易规则，增强市场包容性和适应性。具体来说，对“沙戈荒”新能源大基地，要建立跨省跨区交易机制，通过多年期购电协议稳定消纳预期；对水风光一体化基地，要建立多能互补的交易机制，通过联合优化调度提高整体效率；对海上风电，要建立就近消纳机制，通过分布式交易降低输送成本；对分布式新能源，要建立聚合参与机制，通过虚拟电厂提高市场竞争力。

　　技术支撑方面，要加快数字化技术应用，提升市场运营效率和监管能力。具体来说，要建立统一的市场交易平台，实现各类交易信息的集中发布和交易撮合；完善市场监测系统，实时监测市场运行状况，及时发现和处理异常情况；加强市场信息披露，提高市场透明度，让市场主体能够及时获取市场信息，作出合理的交易决策。

　　电力市场机制应形成“以点带面”的进化路径

　　市场建设是一个涉及多主体、多时间尺度的复杂演化过程。政策与规则调整将通过“价格-运行-投资”传导链路产生二次反馈，因此需在技术可行的范围内寻求渐进式、收敛性的发展路径。随着全国统一电力市场初步建成，可在现有“试点-推广”模式的基础上，进一步深化形成“试点-评估-校正”的常态化循环机制，为后续规则优化与升级提供量化依据。

　　随着电力体制改革持续深化，电力市场机制将与政府调控有机结合，更好地支撑新能源发展和新型电力系统建设。这种结合并非简单的职能分工，而是在不同层面形成协同效应。战略规划层面，政府负责制定总体发展目标与重大政策，市场通过价格信号引导资源配置；运行调控层面，政府保障系统安全与市场秩序，市场通过竞争机制提升运行效率；技术创新层面，政府支持基础研究与前沿技术开发，市场推动技术应用与产业化发展。

　　通过合理界定政府与市场的边界，既充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，同时更好地发挥政府作用，促使“看得见的手”与“看不见的手”协同发力，形成推动电力系统转型的合力。

　　技术验证与产业链协作为市场化改革提供了重要的实证基础。特高压交直流混合电网、柔性直流输电、大容量储能电站等成套装备的规模化投运，证明我国已具备大容量远距离输电、毫秒级功率控制与系统惯量补偿等关键工程能力；多个省份现货市场连续稳定结算运行，也表明数字化调度平台已能支撑实时市场的运行需求。建议下一步以“技术中性”为原则完善市场规则：一方面，对储能、抽水蓄能、燃气机组等不同技术路线设立统一的规模与性能准入标准，避免因技术偏好扭曲市场信号；另一方面，鼓励和引导市场经营主体通过提升集控水平、预测精度和交易能力，实现高质量发展。通过将工程参数转化为市场参数，可在不依赖额外补贴的情况下，推动产业链资源向系统真正需要的环节优化配置，从而实现技术成熟度与市场竞争力的同步提升。

　　电力市场机制建设是一项复杂的系统工程，需要在实践中持续探索政府与市场的最佳结合点。关键是要秉持实事求是的态度，既要避免陷入“市场万能论”的盲目乐观，也要防止因政府过度干预而陷入僵化保守，在实践中逐步确立最适合我国国情的制度模式。

　　只有让市场机制在有效边界内充分释放活力，同时更好地发挥政府作用，电力市场才能真正成为推动能源转型的重要工具，为构建现代能源体系、实现高质量发展提供坚实的制度保障。在这一过程中，必须始终保持战略定力，坚持市场化改革方向不动摇，同时注重制度创新，不断完善市场机制设计，使电力市场在服务国家发展大局中发挥更重要的作用。同时必须明确，市场建设的根本目的不是以“市场”本身为中心，而是把市场机制作为激发全社会活力的制度性工具，服务于新质生产力的形成与壮大。通过价格发现、竞争激励和要素优化流动，市场能够有机整合科技创新、数字化转型、绿色低碳转型及系统灵活调节等关键能力，推动形成以创新为主导、效率与公平相统一的新型生产组织方式。

　　责任编辑：江蓬新