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发布：2026-06-10 · 事件：2026-06-10

施工电力系统贸易能源综合储能

中国储能网讯：自2015年“9号文”实施以来，到2025年，新一轮电力体制改革已走过十年。回顾这十年，我国电力市场建设筚路蓝缕、来之不易，同时也取得了十分显著的成绩。 2025年是一个标志性节点。这一年，全国统一电力市场初步建成，形成了一系列标志性成果。无论是跨省跨区市场建设，还是省级市场建设，市场交易规模和市场主体数量都实现了快速增长。可以说，我国电力市场建设已经进入全新阶段。 2026年年初，“4号文”发布，提出到2030年基本建成全国统一电力市场，对电力市场建设提出了新的目标和更高要求。“4号文”提出的19个方面的工作部署，是系统性、专业性都很强的宏伟蓝图。要实现这一目标，还需要面对一系列挑战，解决一系列问题。 电力是一种特殊商品。电力市场与电力生产、电力系统运行紧密耦合，是基于实际物理系统开展交易的市场。随着新型电力系统建设加快、新能源快速发展，电力市场建设的基础正在发生深刻变化。 一是市场主体发生变化。发电侧正在逐步演变为新能源高占比结构；用户侧则出现大量“产销者”，既是消费者，也是生产者。同时，主体经济特性也发生了变化。新能源具有低边际成本、高系统成本的特点，这与过去以火电燃料边际成本为基础的经济调度、最优潮流等传统理论相比，基础已经发生根本性变化。 二是电力市场依托的物理平台发生变化。电网作为电力输送的“高速公路”，其平衡机理、物理特性、惯量、无功调节、辅助服务和调节能力，都面临一系列重大挑战。市场交易所依托的平台本身正在发生变化。 三是市场目标发生变化。过去电力市场更多是在保障安全前提下追求经济效益最优，而当前电力市场已转向多目标体系。特别是在“十五五”期间，新型电力系统建设、碳达峰和电力市场建设都进入关键期，电力市场需要同时应对安全、经济、绿色等多元目标，市场价值体系也从单一电能量经济最优转向多元价值协同。 基于这些变化，本文从市场运营者角度，围绕高比例新能源电力市场建设，梳理十个具有基础性、机制性和技术性的关键问题。 从新型电力系统建设和全国统一电力市场建设要求看，当前高比例新能源电力市场面临的重大问题，可以归纳为四个层次。 第一个层次是基础理论层面。当前有必要对电力市场基础理论进行重构，重点包括高比例新能源电力市场定价理论，以及新型电力系统下电力市场平衡机理。 第二个层次是市场架构层面。需要研究全国统一电力市场协同运营机制和路径，研究沙戈荒大基地参与全国统一电力市场的模式，也要研究分布式资源参与市场机制和模式创新。 第三个层次是市场机制层面。随着各类电源全面入市，需要研究各类电源全面入市的路径和保障机制；需要研究电力市场与碳市场的协同衔接机制；也需要研究面向调节能力的容量市场机制。 第四个层次是技术支撑层面。需要突破电力市场大规模优化求解与仿真推演技术，也需要结合人工智能、区块链等技术发展，构建基于价值互联网的新型电力市场技术架构。 这十个方面，不仅是中国高比例新能源电力市场建设面临的问题，也是全球各国在新能源高占比条件下面临的共性问题。不同之处在于，西方国家更多是在成熟市场基础上应对新能源挑战，而我国既要持续完善新型电力市场体系，又要同步应对大规模新能源并网和新型电力系统建设要求，因此问题更加迫切，也更加关键。 高比例新能源条件下，电力市场定价理论首先需要面对市场主体经济特性的变化。过去电力系统中的电源主体基本是非零边际成本、非零燃料成本的机组，典型代表是火电机组。这类机组现在仍然存在，并且还会继续发挥重要作用。但与此同时，零边际成本、零燃料成本资源正在快速增加，而且地位越来越重要。风电、光伏、径流式水电等，都是零边际成本或接近零边际成本资源。还有一类资源是非零边际成本、零燃料成本，比如储能、抽水蓄能、需求响应等。这类资源虽然没有燃料成本，但在运行和调用中存在边际成本。另有一类资源，是零边际成本、非零燃料成本或具有较大固定成本投入，比如核电，以及一些具有补偿机制的机组或项目。这类资源在运行时边际成本接近零，但前期投入和成本回收问题不容忽视。 首先，是市场主体长期收入充裕性问题。随着边际成本趋零，市场中会出现越来越多的零电价、负电价。仅靠短期电能量市场，能否保证市场主体获得长期充足收入，是一个重要问题。这就需要考虑稀缺定价。但稀缺定价不仅是理论问题，还涉及社会接受度，也涉及价格上限如何设定。如果价格上限设置过低，就可能出现“缺失资金”（missing money）问题。因此，容量市场等机制的重要性进一步凸显。 其次，是容量充裕性问题。市场价格信号能否吸引足够的容量投资，特别是能否激励具备良好调节能力的资源进入市场，是高比例新能源条件下必须回答的问题。 再次，是机会成本如何体现的问题。储能、水电等灵活资源，虽然边际成本可能很低，但具有很强的机会成本。比如储能在不同时间放电，价值并不相同。因此，它们参与市场时，报价未必为零，而要考虑机会成本。这会对市场价格曲线产生影响。一方面，如果新能源、储能等都参与报量报价，负电价出现概率可能会降低，因为资源会体现自身机会成本。另一方面，具有高机会成本的灵活资源，也可能形成新型市场力，给市场监管、风险对冲和市场力监测带来新的挑战。 需要优化短期市场机制。一是短期市场中如何改进稀缺定价机制，既能反映系统可靠性状态和用户失负荷价值，又能考虑社会接受程度。二是如何科学设定价格上限和价格下限。价格上限不能过低，否则会造成缺失资金；价格下限也不是越低越好。三是市场出清中如何体现机会成本，特别是储能、水电等灵活资源的机会成本。四是能否把短期边际成本概念扩展到基于长期边际成本的出清机制。这种机制可能提高市场主体收益，但也可能使短期价格信号不够敏感，难以及时反映短期供需变化。 同时，长期电能量市场的重要性进一步凸显。国际实践表明，在高比例新能源市场中，长周期、多年期合约越来越重要。新能源波动性越强，越需要长周期稳定性，为新能源提供稳定现金流，也为市场主体提供可靠避险工具。