电力市场如何促保供

保供，对于用户来说，是不因停电而影响正常的生产生活；对于电力系统来说，是电力电量时时刻刻的平衡；对于政府和电力企业来说，则是一份政治责任和承诺。

2025年底，全国统一电力市场将初步建成。新一轮电力体制改革启动十年来，除了提高资源配置效率，通过电力市场保障电力供应也一直是改革者的一大关切。从计划到市场，保供将会有何不同？

保供新形势

据国家能源局披露，2024年，全国供电系统用户平均供电可靠率达99.924%，用户平均停电时间为6.71小时/户，平均停电频率2.12次/户。而30年前“电荒”之下，停电曾是家常便饭。许多电力系统从业者都感受到，随着我国电力基础设施的发展，电力用户对供电服务的期望也不断提高。华北电力大学现代电力研究院能源网络价格研究中心副主任丛野介绍，从电力专业角度出发，电力电量的平衡是电力系统安全稳定运行的前提。电力电量平衡分不同时间尺度，最短只有几毫秒，最长可以达到十年乃至更长时间。在短期和长期都做到电力电量的平衡，才能实现电力“保供”。

在还没有电力市场的环境下，电力系统主要通过计划调度来确保电力电量平衡。年度、月度、日内均有明确的发用电计划，且采用电量交易而非电力交易。更长期的电力保障，由政府部门主导规划及发输电投资审批。阶段性的电力紧张，如迎峰度夏度冬，通常使用有序用电等行政管理手段。

多名受访者告诉《南方能源观察》记者，电力市场建设和新型电力系统建设使得电力保供内涵变得更加丰富与复杂。但同时，电力市场也使得保供的手段增加。

电力市场正在改变行政手段配置资源的传统做法。有电力调度从业者表示，地方政府对于电力市场背景下电力供应是否有保障多少存有顾虑。“他们也在密切观察市场对用电的影响。”他认为，认知的转变有一个过程。

丛野表示，在新型电力系统环境下，由于新能源发电的不确定性，传统电源（如火电和水电）比重下降带来惯量减少等问题。这可能导致在面对负荷瞬间变化时，电力系统无法通过惯量有效应对扰动，容易发生频率波动甚至停电事故。电力市场需要面对这一挑战。

2025年底，全国统一电力市场将初步建成，涵盖省级与跨省区的电力中长期、现货、辅助服务市场。《2024年度中国电力市场发展报告》披露，2024年全国市场化交易电量达6.18万亿千瓦时，占全社会用电量的62.7%，占比连续3年超过60%；发电侧燃煤机组全部进入市场，超过半数的新能源及部分燃气发电、核电和水电参与市场；在用户侧，除居民、农业用户外，工商业用户全部进入市场。

多名受访专家表示，全国统一市场初步建成，意味着电力市场的整体框架基本形成，“房梁柱子都搭起来了”，但离成熟完善的电力市场仍有很大距离，下一步还应继续完善具体的交易机制和电价机制。

有电力行业研究者提出，从成熟电力市场国家的改革经验来看，在从计划向市场过渡的过程中，应注重“激励相容”的经济学理念，将实时平衡、备用容量等电网物理约束转化为可交易的市场产品，形成市场主体可感知、可响应的经济信号与商业机会，逐步以价格信号取代行政指令，让市场主体在逐利行为中协同保障系统安全。

在以市场化促进电力保供、实现电力系统安全稳定运行方面，丛野认为，不同时间尺度的市场交易品种协同发挥作用。具体来说，中长期电力交易有助于保障电力系统在中长期尺度的电量平衡，这样发电企业和电力用户都可以根据期限较长的合同约定来安排投资和生产，尤其有助于用户控制用电成本、防范风险。日前、日内时段，由现货市场来保障电力平衡。更短时间，通常是15分钟以内的平衡，则交给辅助服务市场，如调频、备用、转动惯量等。

调节能力的长期与短期

国网能源研究院的相关研究预计，“十五五”时期，全国用电负荷仍保持高速增长，电力系统电量平衡基本满足，但电力平衡和调峰平衡面临巨大挑战。这意味着，灵活调节能力更加重要。

2024年7月，国家发展改革委和国家能源局印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》，提出完善调节资源参与市场机制，具体包括完善峰谷电价机制、建立辅助服务市场体系、加强调节能力统筹和优化、建立市场化容量补偿机制等。

在满足长期电力平衡和充裕度、引导电源投资上，我国选择了容量电价机制，并计划逐步实现容量机制市场化。2024年起，煤电容量电价机制开始实施，各省容量电价按煤电机组固定成本的一定比例确定。煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。

中电联电力发展研究院电力市场项目负责人杨萌认为，现行煤电容量电价机制在让企业吃下“定心丸”的基础上，还可根据机组利用小时数、市场化程度、新能源消纳压力等具体情况进一步细化。例如，近期甘肃发布《甘肃省关于建立发电侧容量电价机制的通知（征求意见稿）》，提出2026年1月1日起，市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年。此举将有助于稳定煤电等调节性资源的收入预期，使其在现货市场报价更加灵活、理性。

据了解，我国的容量市场也正在设计之中。前述调度从业者建议，市场化的容量机制应逐步拓展到其他调节资源类型上，如电池储能等新兴市场主体，引导这些投资周期较短的资源发挥更大的调节作用。煤电可不急于进入容量市场，而是继续适用容量电价政策。

杨萌表示，从保供角度看，容量市场设计应对不同机组、资源做出区分，对各类参与主体的容量做出科学的评估和引导。

丛野介绍，在国际上，部分国家不具备中国这样从全国到省级全环节的电力规划，但仅靠短期市场又不足以有效引导长期投资，因此，通过建立容量市场机制，提前若干年明确投资需求，保障电力系统可靠发电容量的长期充裕度。中国燃煤发电机组的容量补偿机制设计的初衷之一是促进电力交易向市场化过渡，在实现电力现货市场按照短期边际成本竞价的同时，保障燃煤火电机组的固定成本回收。过去火电机组按照经营期法定价，考虑全生命周期的成本回收，而电力现货市场鼓励机组按边际成本报价，因此，火电机组需要通过容量机制回收其固定成本，保障其健康可持续发展。

对于规划和市场的关系，丛野认为，从国际实践来看，没有办法把所有的事情都交给市场，因为每个国家都有自身的能源战略目标，而且这些目标也会动态调整。电力市场可以提高效率，但政府仍应该在电力规划上发挥关键作用。

在短期维度，电力辅助服务的保供价值也在凸显。国家能源局披露，2024年10月，东北电网曾出现晚峰时段新能源出力快速下降、爬坡资源不足，导致频率长时间波动的情况。出现这种情况的原因包括新能源快速发展，爬坡需求增长明显；火电爬坡能力亟待提升；新能源调节可靠性低，新型储能作用发挥不够。

爬坡是指为应对间歇性可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，并网主体调整出力维持系统功率平衡的辅助服务类型。东北地区爬坡服务尚未市场化，目前在全国范围内，山东、广东和贵州设计了省级爬坡辅助服务市场。

除了爬坡之外，转动惯量也受到业内人士关注。前述调度人士表示，是否引入转动惯量辅助服务取决于各省资源禀赋，煤电和气电较多的省份相对没那么紧张。

在引入新品的同时，原有的调峰辅助服务正在弱化。2025年现货市场建设不断加快，截至8月底，已有7个省级电力现货市场转正，多地现货市场开展结算试运行。现货市场通过价格信号来引导发电机组出力变化，取代了“调峰”。杨萌认为，当下现货市场价差空间有限，仅靠现货市场来替代调峰可能激励不够充分。从前的调峰任务，现在要通过现货、辅助服务、容量机制等共同发挥作用，提升调节能力，促进保供。

在他看来，现货市场、容量机制等的激励有助于顶峰，辅助服务领域需更重视向下调节的能力，这是当前比较稀缺的。英国前几年推出了Super SEL（Super Stable Export Limit，超级稳定出力限制，用于降低系统中同步发电机的最小出力水平或稳定出力限制）服务，与我国的调峰有一定相似性。“其他国家也一样，并不是用现货市场解决所有调节问题。”

用户侧潜力有待激发

在发电侧，随着全国统一电力市场建设的推进，通过市场化思路促进保供的交易场景不断拓展。除了各省级市场的建设，省间现货市场转入正式运行，南方区域电力现货市场开启连续结算试运行，跨经营区电力交易走向常态化，跨省区的电力互济将会增多。

与之相比，电力用户作为被保障的对象，其自主性和调节潜力还有待释放。《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》提出，以市场化方式引导具备条件的可调节负荷参与电力运行调节，明确以虚拟电厂、智能微电网等方式规范化、规模化、常态化、市场化参与系统调节的方案。

如何激发虚拟电厂等新兴主体的调节能力？国网（苏州）城市能源研究院虚拟电厂发展研究中心主任江海燕表示，现阶段，虚拟电厂、微电网等新型经营主体受发展阶段所限，依旧存在响应不稳定、不精准等问题。这使得部分省份的虚拟电厂入市交易规则与组织管理流程仍存在“优先稳定电源和机组”的思维定式。若依旧优先调度和使用大型电源或常规电源，仅在常规电源调节后仍存在缺口的情况下，才考虑虚拟电厂等灵活性资源，那么虚拟电厂、微电网及新一代售电公司将面临一个“剩余市场”，这会导致其天然的发展空间受限。

她认为，虚拟电厂需要更大的市场空间去通过竞争提升性能，实现和火电机组同权同责。通过公平的市场竞争，将会有一部分用户侧聚合资源成长为“精锐部队”，“不用专门为虚拟电厂设置一个更低的标准，等高的入场门槛和相同的奖惩规则是保障虚拟电厂市场健康发展的必要基础”。

在没有电力市场的环境下，如果遇到供应不足，电力运行主管部门通常采取有序用电措施，通过行政手段控制部分用电需求，由主管部门决定保障用电和限制用电的企业类型。有序用电通常发生在迎峰度夏、度冬期间，限电指标从省级向下层层分解，区县级的错避峰方案能具体到每家企业每天可以用电多少千瓦、避峰多少千瓦。

单纯的有序用电主要用于压低负荷，难以调动用户的主动性。此后需求侧响应也将逐步发展，用户通过主动配合削峰可以获得一定补偿。电力市场的思路则是以价格信号影响用户的用电行为。

江海燕介绍，从调研中了解到，近年来，已有一些售电公司和综合能源公司对用户进行信息化改造，对用户的用能行为已不仅能实现监测，还有一定能力予以引导。这种趋势正在初步显现。如果未来电力市场能够持续鼓励这样的行为，用户侧的调节能力有望进一步增强。