中國儲能網(wǎng)訊：2025年11月，四川、重慶、青海三地電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)入連續(xù)結(jié)算試運行，標(biāo)志著我國省級電力現(xiàn)貨市場已基本實現(xiàn)全覆蓋，全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)取得重大標(biāo)志性成果。在完成市場建設(shè)的基礎(chǔ)布局后，省級電力現(xiàn)貨市場運營的核心任務(wù)將轉(zhuǎn)向充分發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用，在保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的前提下，實現(xiàn)社會福利最大化。
黨的二十屆四中全會提出堅持有效市場和有為政府相結(jié)合，為省級電力現(xiàn)貨市場的完善提升指明了方向。市場并非萬能，在市場機制尚不健全或出現(xiàn)失靈時，政府應(yīng)適時介入，以維護(hù)公平競爭、提升運行效率并保障公共利益。在市場建設(shè)初期，適度的政府干預(yù)具有必要性。然而，隨著市場機制逐步成熟并發(fā)揮作用，政府應(yīng)有序、適時地調(diào)整角色，逐步退出直接干預(yù)，轉(zhuǎn)向規(guī)范監(jiān)管與制度保障。此外，政府干預(yù)的邊界和尺度，應(yīng)以不干擾市場正常競爭秩序為前提，并在實踐中持續(xù)優(yōu)化、動態(tài)調(diào)整，推動形成市場機制有效、政府監(jiān)管有力的良好格局。
峰谷分時電價對市場運營和頻率安全的不利影響
上世紀(jì)80年代，北京、上海率先試點峰谷分時電價政策。2003年，國家發(fā)改委首次提出在全國范圍內(nèi)推行該政策，并于2021年要求全面執(zhí)行。該機制根據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷變化將一天劃分為不同時段并實行差異電價，旨在運用價格杠桿調(diào)節(jié)用戶用電行為，使其更好地匹配發(fā)電資源與電網(wǎng)承載能力。
在政策實施初期，其主要目標(biāo)是延緩電力投資、緩解供需矛盾。近年來，隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)不斷推進(jìn)，目標(biāo)已由單純保障供應(yīng)轉(zhuǎn)向兼顧保供與促進(jìn)新能源消納。在省級電力現(xiàn)貨市場建立之前，峰谷分時電價政策較好地適應(yīng)了電力系統(tǒng)的發(fā)展需要，為優(yōu)化電力資源配置、提升電網(wǎng)保供和保消納能力發(fā)揮了重要作用。即使在現(xiàn)貨市場初步建立但尚未完善的階段，該政策仍對電網(wǎng)運行具有積極意義。
然而，在省級電力現(xiàn)貨市場逐步完善之后，峰谷分時電價機制的不適應(yīng)性日益顯現(xiàn)，已成為影響電力市場運營效率和電網(wǎng)頻率安全的突出問題，亟待統(tǒng)籌解決。
對電力現(xiàn)貨市場的不利影響
首先，目前在省級電力現(xiàn)貨市場，無論是日前市場還是實時市場，均是以15分鐘為出清周期（個別省份實時市場以5分鐘為出清周期），也就是說，現(xiàn)貨市場至少每15分鐘就有一個出清價格信號，而峰谷分時電價通常以小時為劃分單位。在價格信號精細(xì)度方面，峰谷分時電價遠(yuǎn)不如市場出清電價。
其次，市場出清電價是發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)雙邊競價的市場結(jié)果，最能反映發(fā)用電雙方的市場意愿，也是以社會福利最大化為目標(biāo)的優(yōu)化結(jié)果。而峰谷分時電價的峰谷平時段劃分和各時段電價均是人為提前設(shè)定。這種人為設(shè)定在電力現(xiàn)貨市場運營之前是科學(xué)有效的，因為在目錄電價體系下，用戶側(cè)負(fù)荷缺乏價格彈性，發(fā)電側(cè)新能源因占比小影響也不大。換句話說，在目錄電價體系下，發(fā)電和用電行為的確定性非常強，再加上電網(wǎng)運行方式的強計劃性，對用電需求提前進(jìn)行規(guī)劃調(diào)整是確實可行的，也是行之有效的。但是在電力現(xiàn)貨市場運營之后，電網(wǎng)運行邊界條件變得高度不確定，峰谷分時電價人為設(shè)定失去了準(zhǔn)確性基礎(chǔ)，準(zhǔn)確劃分峰谷時段和科學(xué)設(shè)定各時段電價在理論上已經(jīng)成為不可能。以峰谷時段劃分為例，由于外購電數(shù)量不同、新能源發(fā)電波動性、用電負(fù)荷對電價響應(yīng)等多因素影響，在市場環(huán)境下用電負(fù)荷的峰谷分布時段已不再固定，而是隨著市場邊界條件的變化而變化，例如在劃分的峰時段有可能是出清電價的低谷，此時套用峰時段的高電價非常不合適，直接扭曲了市場電價信號，對用戶的用電行為發(fā)出了錯誤的激勵信號，本來市場出清電價是鼓勵用戶多用電，但是峰谷分時電價卻用高電價迫使用戶少用電，這種人為干預(yù)信號與市場出清結(jié)果的背離對市場運營效率的影響是顛覆性的。峰谷分時價格的設(shè)定同樣如此，由于負(fù)荷價格彈性系數(shù)不確定，峰谷分時電價的人為設(shè)定缺乏科學(xué)基礎(chǔ)。盡管各省份加大了對峰谷分時電價調(diào)整的頻度，但這只是治標(biāo)不治本，提前準(zhǔn)確設(shè)定峰谷分時電價幾無可能，而不準(zhǔn)確的峰谷分時電價導(dǎo)致的峰谷負(fù)荷轉(zhuǎn)移偏差量必將對市場運營產(chǎn)生擾動。
再次，峰谷分時電價的實施在電力用戶之間形成了新的交叉補貼。該政策下產(chǎn)生的月度損益由全體工商業(yè)用戶共同分享或分?jǐn)?，這意味著該電價機制并未創(chuàng)造額外的社會福利，而僅是在用戶之間進(jìn)行利益再分配。本質(zhì)上，未響應(yīng)峰谷分時電價的用戶實際上為響應(yīng)的用戶提供了價格補貼，且這種補貼對補貼方而言是非自愿的，補貼方對補貼力度也無權(quán)置喙。相比之下，在市場化電力交易中，出清電價由發(fā)電方和用電方通過報價共同形成。一旦成交，即表明雙方的市場意愿均得到滿足，用戶的用電自主權(quán)受到尊重。例如，在高電價時段，用戶若選擇以高價用電，屬于自愿行為，所支付的電價直接對應(yīng)發(fā)電機組，并不會在用戶之間引發(fā)交叉補貼。
綜上，從市場運營角度分析，無論是電價信號精細(xì)度、準(zhǔn)確性還是市場公平性方面，電力現(xiàn)貨市場出清電價均完勝峰谷分時電價。如果在市場運營的同時執(zhí)行峰谷分時電價，可能會扭曲市場出清電價，造成市場供需關(guān)系失真，進(jìn)而影響市場運營效率，甚至?xí)?gòu)成不當(dāng)干預(yù)市場的實證。需要指出的是，目前大多數(shù)省級電力現(xiàn)貨市場出清電價并未有效傳導(dǎo)至負(fù)荷側(cè)，用戶無法對出清電價進(jìn)行實時響應(yīng)，即使在這種情況下，峰谷分時電價仍然具有重要的保供保消納作用。
對電網(wǎng)頻率安全的不利影響
在峰谷時段切換時刻，電價彈性系數(shù)高的敏感用戶集中改變用電行為，造成用電負(fù)荷在短時間（通常為新時段第一分鐘）內(nèi)發(fā)生突變，如果缺少平時段過渡，由谷時段直接轉(zhuǎn)峰時段或者由峰時段直接轉(zhuǎn)谷時段，這種負(fù)荷突變現(xiàn)象尤其明顯，對電網(wǎng)頻率安全形成了實質(zhì)性威脅。系統(tǒng)規(guī)模較大的單個省份負(fù)荷突變量就可高達(dá)數(shù)百萬千瓦，再考慮同一區(qū)域交流電網(wǎng)其他省份峰谷時段切換時刻可能存在重疊，這個數(shù)量級別上的負(fù)荷擾動沖擊已經(jīng)成為亟待解決的頻率安全現(xiàn)實難題。以最高負(fù)荷為2億千瓦的區(qū)域電網(wǎng)為例，其K值（系統(tǒng)單位頻率調(diào)節(jié)功率）取最大負(fù)荷的1%，即200萬千瓦/0.1赫茲，那么理論上400萬千瓦負(fù)荷擾動可造成的頻率波動為400÷（200/0.1）=0.2赫茲，這個頻率波動值已達(dá)電網(wǎng)正常運行允許頻率偏差范圍的上限。
峰谷時段切換時刻均出現(xiàn)頻率突變，頻率質(zhì)量呈下降趨勢。在每日峰谷時段切換的典型時刻：00∶00、08∶00、11∶00、13∶00和22∶00，電網(wǎng)頻率均出現(xiàn)了突變，變化規(guī)律為峰時段轉(zhuǎn)谷時段由于負(fù)荷激增出現(xiàn)低頻，谷時段轉(zhuǎn)峰時段由于負(fù)荷激減出現(xiàn)高頻。近年來，各省份對峰谷分時電價進(jìn)行了精細(xì)化改進(jìn)，其一細(xì)化了峰谷時段劃分，部分省份峰谷時段高達(dá)8段；其二拉大了峰谷分時電價差，特別是在設(shè)定尖峰電價和深谷電價之后。這兩個改進(jìn)方向均在一定程度上加大了峰谷分時電價對電網(wǎng)頻率安全的不利影響，前者增加了峰谷時段切換時刻，也就是增加了負(fù)荷突變的時刻數(shù)量，而后者增加了單個時刻點的負(fù)荷突變量。事實上，峰谷分時電價對電網(wǎng)頻率安全的不利影響不僅是理論上的分析，而是已經(jīng)反映在電網(wǎng)頻率質(zhì)量的統(tǒng)計數(shù)據(jù)上，頻率不合格點數(shù)、一分鐘頻率偏差均方根值等頻率質(zhì)量核心指標(biāo)均呈現(xiàn)下降趨勢。
解決峰谷時段切換時刻的頻率突變問題代價較高，主要原因在于其兩個顯著特征：一是突變持續(xù)時間短，主要集中在新時段開始的第一分鐘；二是負(fù)荷突變量大，遠(yuǎn)超正常負(fù)荷波動水平。因此，應(yīng)對此類頻率突變需要調(diào)用大量的靈活性調(diào)節(jié)資源。傳統(tǒng)火電機組的自動發(fā)電控制功能在此情況下作用有限，必須依賴抽水蓄能、儲能等優(yōu)質(zhì)快速調(diào)節(jié)資源。在電力市場環(huán)境中，解決該問題的經(jīng)濟合理性常受質(zhì)疑。為解決新能源波動性問題調(diào)用靈活性調(diào)節(jié)資源可以減少棄風(fēng)棄光，而為解決峰谷時段切換時刻頻率突變問題調(diào)用靈活性調(diào)節(jié)資源在社會福利方面是沒有收益的，本質(zhì)上是為解決人為擾動問題買單。對比來看，在沒有實施峰谷分時電價的市場運行機制中，這類人為導(dǎo)致的負(fù)荷突變并不存在。同時，只要優(yōu)化計算收斂，就表明中標(biāo)的調(diào)節(jié)資源足以滿足系統(tǒng)整體的調(diào)節(jié)需求，無須針對時段切換安排額外的調(diào)節(jié)資源。
筆者認(rèn)為，省級電力現(xiàn)貨市場投入運營后，繼續(xù)保留峰谷分時電價弊遠(yuǎn)大于利，盡快取消已是當(dāng)務(wù)之急。筆者理解，取消峰谷分時電價可能遭到相關(guān)利益方的反對。例如，對儲能投資者而言，峰谷電價機制提供了穩(wěn)定可靠的盈利模式，幾乎不存在投資風(fēng)險。然而，在市場化環(huán)境中，投資行為本身即應(yīng)承擔(dān)相應(yīng)風(fēng)險，完全無風(fēng)險并不符合市場原則。因此，峰谷分時電價適時退出，正是順應(yīng)市場規(guī)律的必然選擇。值得一提的是，近期發(fā)布的《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》（發(fā)改運行〔2025〕1502號）明確提出，原則上直接參與市場的用戶不再執(zhí)行政府規(guī)定的分時電價，陜西等電力交易中心也發(fā)布提示，2026年市場化用戶分時電價不再執(zhí)行峰谷浮動政策，這無疑是市場改革的正確方向。但是目前在省級電力現(xiàn)貨市場，用電側(cè)改革進(jìn)展相對緩慢，能夠直接參與市場的用戶占比較小，絕大多數(shù)工商業(yè)用戶仍得執(zhí)行峰谷分時電價。
新能源機制電量不參與中長期交易和日前市場不利于市場運營
國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱136號文）提出，新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)入電力市場，并要求各地在2025年底前出臺并實施具體方案。自2026年1月起，新能源將與其他經(jīng)營主體一起，公平參與電力市場交易，標(biāo)志著從此在市場競爭中新能源不再有特殊性，而是與其他競爭者待遇相同。
新能源發(fā)電（如風(fēng)電、光伏等）具有綠色、環(huán)保、無碳排放的特性，可為整個社會帶來環(huán)境效益，因而具備經(jīng)濟正外部性。根據(jù)經(jīng)典經(jīng)濟學(xué)理論，市場機制自身難以解決經(jīng)濟正外部性問題，通常需要政府通過補貼等政策手段在場外進(jìn)行調(diào)節(jié)。市場運行的核心原則是公平，即所有經(jīng)營主體地位平等，市場規(guī)則不應(yīng)設(shè)置差異條款，從而保障公平、高效的競爭環(huán)境。在公平競爭的條件下，各類電源同臺競爭，通過優(yōu)勝劣汰實現(xiàn)最優(yōu)市場效率，并最終實現(xiàn)社會福利最大化。若政府認(rèn)定某種電源因其經(jīng)濟正外部性需要扶持，則應(yīng)在場外通過政策補貼等方式進(jìn)行支持。136號文提出建立市場外的差價結(jié)算機制，正是對這一原則的貫徹：在保障市場內(nèi)公平競爭的同時，將政策性補貼安排在場外執(zhí)行。該機制明確了“市場競爭”與“場外補貼”相互獨立、互不干擾的運行框架，既契合新能源全面參與市場交易的發(fā)展趨勢，也為新能源的長遠(yuǎn)健康發(fā)展奠定了堅實的政策基礎(chǔ)。
然而美中不足的是，136號文第三章第（六）條規(guī)定“對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當(dāng)?shù)叵到y(tǒng)運行費用；初期不再開展其他形式的差價結(jié)算”。這意味著新能源機制電量只能參與實時市場結(jié)算，不能參與中長期交易和日前市場結(jié)算。如果新能源參與了中長期交易和日前市場，那么在結(jié)算時必須在中長期交易電量和日前市場中標(biāo)電量中將機制電量扣除，這在各省份機制電量實施細(xì)則中均有所體現(xiàn)，而這正是值得商榷之處。誠然，允許機制電量參與中長期交易和日前市場，意味著機制電量既要參與市場內(nèi)相應(yīng)的差價結(jié)算，又要參與市場外的差價結(jié)算，多個差價結(jié)算之間可能存在套利空間，不利于新能源入市的風(fēng)險控制。但是站在新能源經(jīng)營主體的角度考慮，這種市場風(fēng)險是經(jīng)營主體自身應(yīng)該承擔(dān)的，存在套利空間并不能保證正收益。是否參與中長期交易和日前市場是新能源的自主選擇權(quán)，不應(yīng)該受到場外補貼政策的影響。站在更高的角度分析，機制電量不參與中長期交易和日前市場，使得新能源與其他電源市場地位不再平等，違反了市場最重要的公平性原則。一個經(jīng)營主體地位不平等的市場，其市場競爭有效性將受到根本性質(zhì)疑。
再簡要分析一下，新能源機制電量不參與中長期交易和日前市場的市場影響。對中長期交易而言，機制電量不參與意味著發(fā)電供給減少，可能會導(dǎo)致交易電價上升。對日前市場而言，理論上其是發(fā)用電雙方自愿參與的非全電量金融市場，機制電量不參與原本不應(yīng)有大的影響。然而，目前在國內(nèi)省級電力現(xiàn)貨市場中，日前市場實質(zhì)上是全電量參與的準(zhǔn)物理市場。此時若機制電量不參與交易，同樣會導(dǎo)致發(fā)電供給減少，再加上負(fù)荷側(cè)普遍采用“報量不報價”的方式，使得負(fù)荷側(cè)對出清電價缺乏議價能力，兩者疊加可能導(dǎo)致日前市場出清電價出現(xiàn)較大幅度上升。
綜上，筆者認(rèn)為，機制電量參與中長期交易和日前市場可能導(dǎo)致的市場套利問題，可以通過調(diào)整場外補貼力度的方式解決，簡單地用場外補貼政策干預(yù)市場正常運行可能不是一個好的解決辦法。據(jù)了解，個別省份例如上海已經(jīng)爭取到試點政策，新能源機制電量在上海電力市場可以參與中長期交易和日前市場，希望這個試點政策可以盡快在其他省份推廣，為迎接即將到來的新能源全面入市營造更好的外部政策環(huán)境。
