电力现货地方志 | 推动安徽电力市场优化完善的五个建议

市场建设历程和主要架构

电力市场建设是深化电力体制改革、优化资源配置、促进能源转型的核心抓手。安徽省作为全国第二批电力现货市场试点省份，历经多年探索，已构建起多市场协同运行的框架，在市场建设、区域协同和绿色转型等方面取得了显著成效，为后续高质量发展奠定了坚实基础。

一是建设历程稳步推进。2016年起，安徽省电力市场建设正式起步，电力交易中心成立、输配电价体系落地，直接交易规模逐步扩大。2016年11月，成立安徽省电力市场管理委员会，出台《安徽省电力直接交易规则》等文件，规范市场准入、交易与结算机制。2017年，开展月度集中直接交易，交易规模扩大至550亿千瓦时，占全社会用电量30%。2020年安徽成为全国第二批省级电力现货市场试点省份后，持续开展单日、三日等试运行，在2023年至2024年期间，安徽累计开展5次结算试运行，不断迭代完善市场规则，并于2025年1月1日正式转入连续结算试运行阶段，市场迈入常态化运行轨道。

二是核心架构日趋完善。截至目前，安徽省总装机容量13777万千瓦，形成了火电、光伏、风电、燃机、抽蓄、储能等多元电源结构，其中，火电6409万千瓦、光伏5375万千瓦、风电1039万千瓦、燃机206万千瓦、抽蓄468万千瓦、储能335万千瓦。同时，构建了涵盖市场主体、交易体系、价格机制、结算规则及监管机制的核心市场架构，市场主体类型不断丰富，中长期与现货交易协同推进，辅助服务市场逐步拓展，节点电价机制与“日清月结”结算模式有序运行，监管与风险防控体系初步建立。

三是区域协同与绿色转型成效显著。依托长三角一体化发展战略，安徽省主动融入区域能源协同格局，逐步成为华东地区重要的特高压电力枢纽。目前已建成“两交一直”特高压格局，大幅提升了与江苏、浙江、上海等周边省份的电力互济能力，为区域电力供需平衡提供了有力支撑。在绿色转型方面，安徽成效尤为突出，2024年绿电交易成交量达109亿千瓦时，同比增长170%，增速位居全国前列；分布式光伏装机容量位居全国前列，同时积极探索绿电交易、储能参与辅助服务等创新路径，为新能源消纳和能源结构优化提供市场化解决方案。

安徽省电力市场运行中现存的主要问题

安徽省电力市场建设取得显著成效，随着市场常态化运行，在价格形成、成本补偿、主体协同、机制设计等环节仍需进一步优化，以更好地发挥市场配置资源的决定性作用。

一是价格与结算规则不够规范。成本补偿分摊不合理：安徽省现行成本补偿包含启动成本补偿、必开机组补偿等。补偿费用由市场化机组和全体工商业用户按月度实际上网电量和月度实际用电量比例分摊，不符合“谁受益、谁承担”原则，分摊机制需优化。燃煤机组成本监审缺失，煤价、煤耗等参数与电价联动监管不足，定价不够规范。

超额获利回收机制较多：用户侧、发电侧、新能源领域等存在多处缺乏科学依据的超额获利回收设置，如中长期交易偏差收益回收、超额获利回收等，过多回收机制将束缚市场主体自主交易，削弱市场自主调节能力。

容量电费补偿不完善：未严格按机组申报最大出力核算月度容量电费，而是采用每日最大出力算数平均值；对“以热定电”机组未要求申报最大出力，煤电机组非计划停运时按0认定最大出力；煤电机组因超期未完成临时检修、自身原因导致非计划停运的，停运期间（含起止当日）最大出力按0认定，影响煤电企业合理收益与系统可靠性。

代理购电做法欠合理：未成交挂牌剩余电量按燃煤机组剩余发电能力分摊，对价格形成产生影响，不利于反映真实供需；电网企业未独立开展代理购电需求预测，通过统调负荷倒减或由调度机构代为预测，与相关政策导向不够契合。

二是辅助服务市场机制不够健全。调频服务市场未启动：现货连续运行阶段仍未建立省内调频服务市场，辅助服务费用无法向用户端有效疏导，与“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”原则不够契合，降低发电主体参与积极性，长期可能影响系统调频能力。

调峰机制衔接不畅：现货运行地区应取消省内调峰市场，且调峰补偿价格未明确是否经过成本监审，存在过补偿或补偿不足风险；与华东区域调峰市场衔接不够顺畅，仅在省内消纳困难时启动跨区域互济，区域调峰资源利用效率不高，新能源消纳保障能力受限。

三是新能源与电网架构适配不足。新能源政策差异化导致竞争不均衡：年度、月度交易中新能源不设交易限额，火电在新能源大发时段（9：00—16：00）设置严格限额（1、7、8、12月65%，其余月份50%）；在现货市场中，燃煤机组报价相同时按节能减排系数出清，影响火电出清机会。由于高额中长期签约比例、中长期价格偏高，即便皖北新能源消纳困难，投资主体仍倾向布局，导致装机过剩与消纳困难循环。

皖北电网架构不完善引发量价错配：皖北地区阻塞断面多，输电能力有限，且“皖电东送”通道与省内机组共用，导致电源外送困难。现货市场中出现出清价格高但出清电量少，出清价格低但出清电量多的异常现象，价格信号扭曲，影响资源配置效率。

四是市场机制与监管存在短板。用户侧权利义务配置失衡：用户虽“报量”参与出清，但日前市场出清以统调负荷预测为核心，最终价格与用户申报行为无直接关联，用户承担价格波动风险却无定价参与权，用户调节潜力未充分激发，同时也留下了无风险套利机会。

中长期市场流动性受限：燃煤机组中长期合同仅能转让至同一级别及以上机组，流转限制较多；过多超额获利回收机制束缚交易意愿，市场交易活跃度低，价格发现功能受限，难以形成反映真实供需的价格。

信息披露不够充分：实时市场价格需及时披露，滞后性影响储能等新型主体和灵活用电企业决策；网架结构转移因子、节点价格等关键信息未按要求披露，市场主体难以准确判断供需与阻塞情况，交易风险增加。

调控与运营不够规范：部分限价措施、交易限制与市场运行衔接不够紧密，影响市场资源配置效率；调度机构指定必开机组的条件和程序不够明确，当前采取的“两步出清”模式与“量价一次形成”原理不够契合，关键参数调整缺乏充分监审。

安徽省电力市场优化完善的针对性建议

一是规范价格与结算规则。优化成本补偿与分摊：开展火电机组成本专项核算，明确启动成本、必开机组电费差额补偿标准，确保足额到位；建立严格成本监审机制，规范煤价、煤耗等参数审核流程；调整分摊规则，免除市场化机组补偿费用分摊义务，仅由受益方承担。

梳理优化获利回收机制：清理无政策依据的超额获利回收项目，对确需保留的，经价格主管部门论证，明确合理的回收范围、计算标准与触发条件，避免过度影响市场交易意愿。

规范容量电费结算：严格执行国家政策要求，以机组申报最大出力为基础核算容量电费，要求“以热定电”机组按规定申报最大出力，保障煤电企业合理收益。

优化代理购电操作：取消剩余电量强制分摊，未成交电量通过二次挂牌、竞价等市场方式消化；电网企业建立多维度预测模型，独立、单独开展代理购电需求预测，契合政策导向。

动态化价格调控：考虑实施按月的二级结算限价，是平衡价格信号与风险控制的有效手段，其限价标准可设定为系统长期边际机组燃料成本的2倍；待煤电容量电价全面落地，固定成本足额覆盖后，逐步取消额外二级限价。

二是健全辅助服务市场机制。启动省内调频服务市场：明确调频交易方式、出清规则与价格形成机制，建立辅助服务费用疏导机制，按用户用电量比例分摊至工商业用户，落实“谁受益、谁承担”原则，激发主体参与积极性。

完善调峰协同机制：取消省内调峰辅助服务市场；与长三角省份建立“调峰需求提前共享、资源优先互济”模式，突破“省内无法消纳才互济”的限制，提升区域调峰资源利用效率。

市场化辅助服务定价：取消缺乏科学依据的调频过补偿机制，全面实施基于调频里程的市场化定价，通过市场竞争形成合理价格信号，引导火电、储能等调频资源优化配置。

三是优化新能源与电网适配。均衡新能源相关政策：统一火电与新能源中长期交易限额标准，或根据系统供需动态调整火电限额；优化出清规则，燃煤机组报价相同时，取消“节能减排系数”，保障公平出清机会；结合皖北消纳能力发布装机预警，引导新能源理性投资。

升级皖北电网架构：加快阻塞断面改造，新增或扩容输电线路，提升输送能力；分离“皖电东送”通道与省内机组通道，避免资源争抢；建立“阻塞预警+价格信号引导”机制，及时披露阻塞情况与节点价格，引导资源向非阻塞区域布局。

适配新能源的现货申报机制：结合安徽新能源“高占比、多集中”特点，按“政策支持度电收益+绿证交易收益”最大值确定现货申报下限（可适度为负），引导新能源在大发时段合理调减出力，让价格真实反映电力供需与资源价值。

四是完善市场机制设计。平衡用户侧权利义务：重构日前市场出清机制，将用户报量报价纳入出清模型，使价格与申报行为直接关联；探索建立需求响应机制，鼓励用户削减高峰用电，激发灵活性资源潜力。

提升市场流动性：放宽燃煤机组中长期合同转让限制，允许跨级别流转，引入售电公司、用户参与合同转让；清理影响交易的不必要规则，激发发用两侧交易意愿；逐步放开中长期高比例签约要求，允许市场主体根据现货价格预期与自身特性，灵活调整合约签约量与期限，推动中长期与现货市场良性互动。

强化信息披露质量：将实时市场价格披露时间缩短，为市场主体提供及时决策支撑；按要求全面披露网架结构转移因子、节点价格等关键信息，定期发布电网阻塞报告，降低交易风险。

优化结算与阻塞管理：探索差量结算向差价结算过渡，逐步取消复杂的阻塞费用分摊，让结算规则更简洁透明，同时强化价格信号对资源配置的引导作用。

五是优化调控与运营管理。规范市场调控措施：全面梳理现有调控手段，取消与市场衔接不够紧密的限价措施，允许价格在合理范围波动；极端情况下需调控的，严格履行调控程序，确保公开透明。

加强运营机构监管：明确必开机组指定条件，仅在系统备用不足、重大保电任务等特殊情况启用，且需报备理由并遵守停机时间约束；废除“两步出清”模式，推行“量价一次形成”机制，调整关键参数需经主体征求意见与成本监审；建立运营机构行为监督机制，定期核查操作记录，及时纠正不规范行为。

安徽省电力市场建设的阶段性成果为省级市场发展提供了“安徽经验”，当前的问题是市场从“试点”向“成熟”过渡的正常现象。通过规范价格结算、完善辅助服务、优化新能源与电网适配、健全市场机制、强化监管等措施，必将推动市场迈向更高质量发展，为能源转型与经济社会发展提供坚实电力保障。