中國儲能網(wǎng)訊：構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，是我國實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)、保障能源安全的重大戰(zhàn)略抉擇，其建設(shè)發(fā)展高度依賴于與之適配的電價機制。
我國電力市場化改革歷經(jīng)三個主要階段：2015—2020年的雙軌探索期，以“管住中間、放開兩頭”為框架，核定輸配電價并推動市場化交易，但面臨火電“單邊讓利”問題；2021—2024年的機制突破期，通過擴大煤電電價浮動范圍、建立輔助服務(wù)市場，化解“市場煤與計劃電”矛盾，提升新能源消納能力；2025年起的深化轉(zhuǎn)型期，推動新能源全量入市與現(xiàn)貨市場鋪開，實現(xiàn)電價多維價值量化。整體而言，電價改革通過資源配置、成本疏導(dǎo)等功能，保障新型電力系統(tǒng)建設(shè)目標(biāo)落地。但是，當(dāng)前改革仍面臨市場協(xié)同不足、價格傳導(dǎo)不暢、新興主體參與受限的挑戰(zhàn)，需通過建立統(tǒng)一市場規(guī)則、健全分時電價、完善新型主體機制來應(yīng)對。
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電價信號：電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的“指揮棒”與“穩(wěn)定器”
新型電力系統(tǒng)的“新”，體現(xiàn)在高比例可再生能源接入、源網(wǎng)荷儲深度融合、數(shù)字化智能化技術(shù)廣泛應(yīng)用等特征。伴隨著系統(tǒng)復(fù)雜度提升，其建設(shè)面臨諸多挑戰(zhàn)：如何激勵巨額投資以精準(zhǔn)支撐電網(wǎng)靈活性提升？如何調(diào)動負荷側(cè)調(diào)節(jié)能力以平抑新能源發(fā)電的波動性？如何保障電力系統(tǒng)在轉(zhuǎn)型過程中的長短期可靠性？因此，建立一個能夠反映電力商品價值的市場價格體系，在新型電力系統(tǒng)建設(shè)中發(fā)揮著舉足輕重的作用。
電價改革不能簡單等同于“漲跌”或“完全放任的市場化”，它需要精準(zhǔn)把握“度”。電改的核心目的是還原電力的商品屬性，通過“看不見的手”優(yōu)化電力資源配置，最終建立多層次的全國統(tǒng)一電力市場。因此，電力市場化改革作為資源配置的核心經(jīng)濟手段，不僅為新型電力系統(tǒng)建設(shè)提供支撐保障，更是其建設(shè)過程中不可或缺的引領(lǐng)者。
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電力市場化改革支撐新型電力系統(tǒng)建設(shè)的演化路徑
我國電價改革始終遵循市場化改革方向，采用漸進式思路，逐步從計劃走向市場、從單一制電價走向多品種、多時段、多市場的復(fù)合型價格體系，主要包括以下幾個階段：
（一）雙軌探索期（2015—2020年）：基礎(chǔ)制度構(gòu)建與市場破冰
2015年中發(fā)9號文確立的“管住中間、放開兩頭”框架，標(biāo)志著電價改革進入市場化破冰階段。這一階段的核心是以輸配電價獨立核算為突破口，通過“準(zhǔn)許成本+合理收益”核定省級電網(wǎng)輸配電價，打破電網(wǎng)企業(yè)“購銷價差”模式。售電側(cè)開放率先在廣東試點，隨著社會資本涌入催生多元經(jīng)營主體，中長期交易規(guī)則以及現(xiàn)貨市場初步建立。
該階段通過“計劃電”與“市場電”雙軌運行，既保障了居民等公益性用電的價格穩(wěn)定，又在工商業(yè)領(lǐng)域引入競爭機制——2020年市場化交易電量占比突破50%，有效降低實體經(jīng)濟用電成本。但改革初期也面臨結(jié)構(gòu)性矛盾：電力供需寬松與政府降價政策使火電企業(yè)陷入“單邊讓利”困境，部分區(qū)域市場化電價下浮幅度達10%，導(dǎo)致火電資產(chǎn)盈利能力持續(xù)下降。
（二）機制突破期（2021—2024年）：成本疏導(dǎo)與系統(tǒng)靈活性提升
為破解電力市場運行中“市場煤與計劃電”的矛盾，2021年國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍至±20%（高耗能用戶不受上限限制）。這一政策形成“能漲能跌”的價格機制，使火電企業(yè)通過市場化方式疏導(dǎo)燃料成本壓力，保障了傳統(tǒng)電源在轉(zhuǎn)型期的保供能力。同步推進的分時電價優(yōu)化，大幅提升了電力系統(tǒng)對新能源的接納能力。2023年《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》出臺，多個省份試運營后，現(xiàn)貨市場與中長期互補的高頻率市場開始完善，電力市場步入全面推進階段，為電力生產(chǎn)和供應(yīng)提供更多靈活性和穩(wěn)定性。此外，針對高比例新能源接入帶來的挑戰(zhàn)，以及傳統(tǒng)模式下輔助服務(wù)成本分?jǐn)偰：?、主體激勵不足導(dǎo)致的系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力滯后問題，2024年《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知》提出，圍繞調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)開展交易，明確成本分?jǐn)偱c收益分配的市場化機制，調(diào)動各類靈活資源，確保電網(wǎng)安全運行。
該階段電力市場化體系日趨完善，分時電價機制、中長期市場、現(xiàn)貨市場以及輔助服務(wù)市場等組合政策，初步構(gòu)建起適應(yīng)高比例新能源接入的市場激勵體系。
（三）深化轉(zhuǎn)型期（2025年起）：多維價值發(fā)現(xiàn)與系統(tǒng)重構(gòu)
隨著新能源在電力系統(tǒng)中占比不斷攀升，其對電價形成機制、市場交易規(guī)則及系統(tǒng)穩(wěn)定性提出更高要求。2025年，《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》推動的新能源全量入市改革，標(biāo)志著電價機制進入“系統(tǒng)重構(gòu)”新階段。文件提出建立“機制電價+市場競價”雙軌模式：存量新能源項目保留燃煤基準(zhǔn)價保底，增量項目通過現(xiàn)貨市場形成價格。緊接著，2025年4月國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》，明確2025年電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的時間表?，F(xiàn)貨市場作為反映電力商品真實價格的信號，既引導(dǎo)電力資源優(yōu)化配置，也為中長期市場價格形成提供參考。
該階段市場形態(tài)全面覆蓋，中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場及容量市場實現(xiàn)有機銜接；價格機制深度聯(lián)動，分時電價、調(diào)節(jié)電價、容量電價、綠證價格與碳價信號構(gòu)成多維引導(dǎo)體系。這一階段的電價信號為“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同互動提供完整制度框架，如山東“五段式”分時電價適配新能源，精準(zhǔn)引導(dǎo)用戶錯峰用電；廣東現(xiàn)貨市場年均價理性下降，反映供需寬松環(huán)境下的資源優(yōu)化配置效率。
綜上，電力市場化改革通過電價信號的供需匹配、資源配置、成本疏導(dǎo)、主體激勵等功能，確保新型電力系統(tǒng)建設(shè)目標(biāo)的實現(xiàn)。
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市場化深化與系統(tǒng)復(fù)雜性提升帶來的多重挑戰(zhàn)
目前，我國已經(jīng)建立以《電力市場運行基本規(guī)則》為基礎(chǔ)，電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)規(guī)則為主干，信息披露、準(zhǔn)入注冊、計量結(jié)算規(guī)則為支撐的“1+6”基礎(chǔ)規(guī)則體系。但隨著市場化改革深化與新型電力系統(tǒng)復(fù)雜性疊加，二者間的適配矛盾日益凸顯。具體可從三方面剖析：
（一）市場協(xié)同問題是當(dāng)前最深層次的挑戰(zhàn)
現(xiàn)行的“省內(nèi)市場+省間市場”兩級運作模式雖緩解了跨省交易需求，但仍存在效率不足問題：各省電力市場建設(shè)節(jié)奏不均衡導(dǎo)致省間協(xié)調(diào)困難，電力經(jīng)營主體需重復(fù)參與交易，增加操作成本與不確定性；盡管“六省聯(lián)通”等區(qū)域探索取得進展，但更大范圍的資源流動仍受制于行政分割（如蒙西至河北輸電通道利用率不足60%）；跨電網(wǎng)交易機制雖實現(xiàn)“一地注冊、全國共享”，但省域市場規(guī)則差異和利益補償機制缺失，仍制約能源資源自由流動與高效配置。此外，市場體系內(nèi)部存在結(jié)構(gòu)性銜接障礙：中長期交易與現(xiàn)貨市場、電能量市場與輔助服務(wù)市場的協(xié)同聯(lián)動機制尚未健全，難以形成連貫有效的價格信號傳導(dǎo)路徑。
因此，破解市場協(xié)同問題的核心是打破行政邊界，統(tǒng)一市場基本規(guī)則、交易標(biāo)準(zhǔn)和監(jiān)管體系，重點完善“權(quán)責(zé)清晰、價格合理、反應(yīng)靈活”的跨省區(qū)輸電價格機制，以及市場化的電量分配與利益補償機制，讓“西電東送”等戰(zhàn)略工程既保安全又提效率。
（二）需求側(cè)價格信號傳導(dǎo)機制的有效性缺失
需求側(cè)市場未實現(xiàn)全面開放，用戶電價未能有效反映不同時段發(fā)電成本與電網(wǎng)資源占用差異，導(dǎo)致電力商品的“時間價值”無法通過價格信號傳遞至終端；同時，電力批發(fā)市場與零售市場間的價格傳導(dǎo)鏈路尚不健全，分時電價作為引導(dǎo)用戶行為的核心信號，其“指揮棒”作用被弱化——既難以推動用戶優(yōu)化用電時序，也無法有效激活負荷側(cè)可調(diào)節(jié)資源，制約需求側(cè)參與系統(tǒng)平衡的主動性。我國居民電價僅為歐洲主要國家的1/10，峰谷價差不足4倍，遠低于激活用戶響應(yīng)的閾值水平，導(dǎo)致負荷側(cè)響應(yīng)能力難以釋放（工業(yè)用戶實際響應(yīng)率不足5%，居民參與率為0），市場調(diào)節(jié)壓力過度集中于發(fā)電側(cè)。
因此，需要健全分時電價結(jié)構(gòu)，打通價格傳導(dǎo)“最后一公里”：在合理范圍內(nèi)拉大峰谷價差并推廣至更多用戶類別，同時探索建立實時電價或尖峰電價套餐，為虛擬電廠和負荷聚合商發(fā)展創(chuàng)造商業(yè)機會，真正將系統(tǒng)平衡壓力轉(zhuǎn)化為用戶側(cè)的盈利機遇。
（三）新興主體參與機制存在制度性約束
新型儲能、分布式電源、虛擬電廠等新型主體面臨身份界定模糊、計量規(guī)則缺失等問題：盡管《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》等政策明確新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，但盈利模式仍不清晰，峰谷價差過小導(dǎo)致投資回報周期漫長；分布式發(fā)電交易限于特定電壓等級與區(qū)域范圍；虛擬電廠尚處于試點階段，湖南雖探索10千伏以下項目聚合交易，但全國層面缺乏統(tǒng)一的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)與市場規(guī)則，制約了靈活資源潛力的充分釋放。
因此，需加快構(gòu)建適應(yīng)新型主體的市場規(guī)則：為儲能建立“獨立身份”及體現(xiàn)“充放電”雙重價值的交易模式；明確分布式能源“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”或“完全上網(wǎng)”的定價機制；為虛擬電廠參與所有市場品種開辟通道。
