2025重塑电改：制度博弈

市场化失效

11月初，上市公司桂冠电力发布公告称其所属广西水电企业，三季度因分摊不平衡电费减少收入4.59亿元，减少归母净利润3.27亿元，占上一会计年度净利的14.3%。

在电力市场中，不平衡资金是个老生常谈的问题了。而水电作为优发电源，很难规避开这一问题。

造成不平衡资金，不仅仅是发电侧的问题，还有用电侧的问题。

“根据大部分省份的现行规则，用户虽然可以申报电量，但申报数据不参与出清，系统采用的仍是调度部门根据负荷预测生成的需求曲线。”上述电力市场专家告诉《能源》杂志记者。

也就是说，市场上买方的价格意愿并未进入出清环节，需求侧的行为完全由调度的预测所代表。在这种情况下，出清价格不再是买卖双方博弈的结果，而是调度算法的产物。调度部门既是预测者又是执行者，甚至可以通过负荷预测间接成为定价者。

在国外成熟的电力市场中，这种安排几乎不可想象。以美国ISO体系为例。独立系统运营商（ISO）的核心职责之一，就是防止任何一方——无论是发电商还是调度方——通过信息和执行权影响市场价格。监管机构的两大底线是：一要防止ISO操控价格，二要防止发电端操控价格。原因很简单，一旦调度部门既掌握负荷预测又决定出清过程，市场机制就会被“技术中性”的外衣掩盖，而实质上变成由调度权主导的价格分配。

当然，我们相信中国的调度部门没有私心。但无论预测的技术多么先进、多么准确，都只能是贴近用户实际负荷，不能算是用户的真实用电意愿。

只能说，在目前的实践中，负荷预测有可能成为一种“权力”。在日前市场和实时市场并行的格局中，只要提前知道调度的负荷预测高低，就能判断两个市场的价差方向，从而精准套利。预测偏高，价格自然被抬升；预测偏低，价格则被压低。掌握预测数据的人，可以在不同市场间进行低风险的对冲操作。而预测信息的不公开与不透明，成为市场信息披露不健全的一部分。

问题的复杂之处在于，调度部门不仅是市场的执行者，而且是行政目标的承担者。比如，近年来可再生能源消纳率被纳入调度考核，在政策的导向下，“多消纳、少弃电”成为硬性指标。于是，调度部门在实际操作中往往会优先安排新能源出力，即便市场出清结果并不支持。新能源发电高峰期，出清价格被行政性压低，火电机组被迫降出力或停机，市场合同被动调整。调度为了完成“消纳率”指标，直接干预市场结算逻辑。这意味着市场机制让位于政策目标，价格信号的经济意义进一步丧失。

这种行为的后果在多个市场已经显现：新能源出力高的时段价格“塌陷”，甚至出现零价、负价；火电企业无法从市场价格中回收成本，只能依赖容量补偿或中长期合同弥补；中长期价格与现货价格脱节，价格信号变成了指标。

当然，随着新能源消纳一系列文件的问世，这一问题会逐渐得到缓解。但“用户不参与日前市场”的制度性不足依然存在。市场化必须以分权为前提。调度部门的职责应回归系统安全与运行稳定。用户应通过售电公司、聚合商或直接参与方式进入出清环节，让需求端形成可见的价格弹性。

“快”与“慢”

对于很多国网区域省份的售电公司来说，每天的“滚搓交易”已经成为一种惯例。但这本质上算是电力市场化改革“提速”的一种表现。据售电公司相关人士介绍，滚搓模式从前年开始局部试点，“去年和今年已经在国网区域内普遍开展，成为常态”。

滚搓的出现，本意是让中长期合约摆脱“签完就静止”的状态，为其注入流动性。在已经开展现货交易的省份，滚搓在机制上扮演了中长期与现货之间的“金融化桥梁”，让长期合同的价格可以随市场波动而动态调整，具备更强的灵活性与风险管理功能。

从机制上看，滚搓的设计相当于把年度或月度的中长期合同切分为可以每日调整的头寸，让交易方能在更短周期内修正敞口、管理价格风险。它让中长期合同“活”了起来，也让市场价格更快反映供需变化。这是改革中“快”的一面——价格机制变得更灵敏，市场响应更及时，电力交易有机会更接近真正的市场逻辑。

但滚搓同样暴露出“快”带来的隐忧。当前规则允许售电公司和新能源发电主体以用户或机组的最大铭牌功率作为每日交易上限，而非按实际可供电量或负荷计算。这样一来，滚搓交易在名义上拥有比现实更大的规模空间，相当于给市场加了一层杠杆。理论上能增强流动性，但在操作中则容易脱离实际生产与消费，形成虚化的头寸。

“核心矛盾点在于，我们还缺乏足够的风险兜底政策。滚搓交易实质上以电网输配电价作为结算保障，电网既是交易组织者也是结算方，有时还参与交易，这种多重身份削弱了市场的风险隔离，也可能造成隐性的风险转移。”有电力市场专家向《能源》杂志记者表示。

“慢”的改革当然不被认可，但“快”的改革并非都是对的。核心问题在于制度建设是否层层铺垫。

如果说滚搓交易是“快”的不够稳当，那么容量补充机制则是“慢”的有待完善。

目前，各地所谓的“容量市场”其实还谈不上真正意义上的市场机制，大多数地方只是实行一种“容量补偿”或“容量补贴”制度。严格来说，这并不是市场化的容量交易，而是一种行政定价式的成本补偿手段。

但在实际操作中，各地的容量补贴基本上是“一刀切”的行政分配，没有经过严格的市场测算或价格发现过程。“现在的补贴额度往往是主管部门或电网企业“拍脑袋”定的，与电力市场的供需、价格信号、机组的经济性都缺乏联动。”上述市场主体告诉《能源》杂志记者。

在《能源》杂志的走访中，更有市场主体表示，容量补贴成为一种考核发电机组的“新方法”：由于发放权与扣罚权在电网，如果机组执行调度命令得好就能拿到补贴，完不成就要被扣钱。这使得容量补偿在某些时候成了“听调度、听指挥”的激励或处罚手段，而非真正反映系统容量价值的市场机制。

从理论上讲，容量补偿应与发电量无关，而是对机组“提供容量”的能力付费。补偿额度应当根据市场电价、现货与中长期价格水平以及机组的成本回收情况动态测算。例如，当市场电价偏低、部分机组无法覆盖成本时，通过容量补偿来填平差额，防止关键机组提前退役，从而保障系统安全和可靠性。

这需要一个基于真实成本与市场信号的科学核定过程，而不是行政分配。

长远路径

今年的改革把市场“放开”到了前所未有的程度，但放权只是开始，真正的较量发生在配套能否跟上、市场能否成熟承接之处。放开把价格发现权下沉到小时、日、月的层面，让市场信号更及时、更精细，也把风险更直接地暴露出来。

若无配套制度，短期价格的放大效应不会自我修正，反而会被有能力的参与者放大为超额回报，最终把风险集中到承力最弱的一端。

作为电改加速的表现之一，2025年，国家发展改革委与国家能源局多次强调要“初步建成全国统一电力市场”，将其作为能源体制改革的核心目标之一。政策文件提出，到年底基本实现现货市场全覆盖，推动跨省跨区交易常态化，统一市场规则、结算标准与价格机制。各地现货市场转正步伐加快，似乎预示着全国统一电力市场建设的进程有望加快。

值得警觉的是，电力现货试点本身在很多地方是“有条件先行、四处妥协”的产物：在基础制度、信息披露、结算与信用安排未完备的情形下仓促推出的市场设计，常常带着妥协的折痕。转正更早的试点市场，不一定值得盲目效仿；好做法和好经验往往并未被充分萃取，反而把那些在试点期被约束但并未解决的扭曲，像电脑病毒一样在更大的制度空间里扩散。

或许我们不必急于把全国统一市场的雄心变成仓促上马的现实。当前许多省级和区域性现货市场在结算体系、信用管理、信息披露与制度协调上仍未完成“收尾活”，若在这些基石尚未稳固时贸然向全国推广，就像在沙滩上盖高楼：表面光鲜，内里存在断裂点，遇到冲击极易整体崩塌。

若基础制度不到位，不要说简单的批发、零售市场依然还会遭遇各类问题，其他的创新机制和商业模式（比如分布式聚合、虚拟电厂等）也无法证明其提供的系统价值，也就难以获得长期、可预期的收益，从而无法支持融资与规模化扩张。

独立储能商业模式可以作为制度与技术结合后成功与否的典型案例。

理论上来说，独立储能的盈利点有三部分：价差套利、容量电价机制和辅助服务市场的收入。价差套利依赖现货与中长期之间存在足够的价差；容量回报依赖容量市场能为容量提供可核算、可预期的长期回报；辅助服务收入则依赖于辅助服务市场的成熟度和对分布式资源的开放程度。这三条收入线必须共同存在并具有相应规模，独立储能才有融资的可行性与商业的可持续性。

以山东为例。其电力市场化改革起步早、广度与深度都在国内名列前茅，制度也更加完善。但这并不自动等于独立储能商业模式的健康成长。

价差本身受供需、输配约束和新能源出力季节性影响，近年来在很多时段并不足以覆盖高昂的资本与运维成本；调频或其他辅助服务的参与门槛、计价方式与结算窗口尚未对独立储能完全友好，使得储能难以进入这些市场；容量电价的规模和稳定性也不足以为长期投资提供底层现金流。结果是，独立储能在经营乃至后续的扩张上陷入困境。

若希望储能、新能源聚合和虚拟电厂成为市场的稳定器，就必须把制度设计放在优先位置。否则，市场上只会出现以短期套利为主的“训练场”，而不是为系统稳定贡献的长期参与者。

衡量电改这场制度博弈的指标，需要从可观察的市场变量出发。中长期合约与现货价格的贴近度能直接反映对冲市场的有效性；差价结算的争议率与违规追溯的频次揭示执行规则的刚性；售电公司数量的净流入流出、其资本化与杠杆水平反映商业模式是否能在新规则下存续；虚拟电厂与聚合体来自辅助服务和容量市场的收入占比，说明需求侧参与是否真正转化为系统价值。

改革不是一时一地的功效和成果。从2015年至今，都是不断地试点和纠错。今年改革在广度和深度上的大胆尝试，标志着市场化对行政权力的进一步交替。价格放权之后，要做的不是回避波动，而是把支撑长期稳定与公平的制度逐项建立起来。

只有机制到位，改革才能真正转化为推动能源系统高质量转型的制度红利，而非一场只利于强者的短期套利。