X
在全国统一大市场建设与“双碳”目标协同推进的背景下，中国新一轮电力体制改革走过了十个年头。2015年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），为全球规模最大、结构最复杂的电力系统注入市场化基因。
十年间，市场化交易电量占比从不到20%跃升至超过60%，输配电价独立核算、现货市场破冰、容量机制破题，全国统一电力市场框架初成。面对“双碳”目标和全球能源变局，中国正探索“清洁、安全与经济”三重目标约束下的最优解。改革未有终章。数字革命催生新型用电大户，绿色壁垒倒逼绿电价值认证，电改已不仅是行业命题，更是国家竞争力的关键变量。
本期封面故事以十年实践为镜，系统梳理改革路径与逻辑，从不同维度解析新一轮电力体制改革的机遇与挑战。
自2015年新一轮电力体制改革启动以来，中国逐步搭建起“管住中间、放开两头”的电力体制框架，可再生能源装机规模跃居全球首位，现货市场从无到有，市场主体活力被持续激发。随着改革深化，在新能源渗透率不断提高的背景下，电力市场建设也面临新的挑战。
在新电改十周年之际，《南方能源观察》（以下简称“eo”）采访了澳大利亚AGL能源有限公司能源市场部原主任分析师刘东胜，香港理工大学电机及电子工程学系、电网现代化研究中心副主任王钦，博众智合能源转型中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明，聚焦欧美市场的经验教训与中国特色的改革路径，探讨如何在保障能源安全与经济性的平衡中，推动中国电力市场走向成熟。
以下为经过整理的采访实录。
改革路径差异：中国VS国际
eo：您认为电力市场化改革的目标是什么？中国的市场建设是否实现了这些目标？目前，中国电力市场建设处于哪个阶段？相较于部分欧美发达国家和地区，中国电力市场建设有哪些不同之处？
刘东胜：核心是打破垄断、引入竞争机制，通过市场化配置资源提升效率、降低全社会用电总成本，并推动新型电力系统转型（如推动灵活调节电源等市场主体参与竞争）。中国自2015年启动新一轮改革，目前处于从省级、区域试点向全国市场过渡的阶段，交易品种和规模扩大，但尚未形成统一成熟的市场。中国建立了电力交易框架，新型市场主体（如可调节电源）逐步纳入市场；但竞争公平性、规则透明度、市场监管等方面仍有提升空间。
对比国内外的改革路径，欧美等发达国家和地区依托成熟的市场经济和法律体系，以经济学/法律专家主导顶层设计，注重竞争法规和市场规则的设计；中国的电力市场在改革初期比较缺乏相关的经验和人才，由政府与电力行业主导，规则修改尚缺乏既定流程。从改革逻辑来看，澳大利亚的改革模式通常是通过2—4年试点积累经验，在此基础上立法、编制市场规则，然后一步到位开始运行。法律、规则制定后的修订要遵循规范程序，中国是边试点、边博弈、边改进的模式，一些地区仍然存在行政干预的情况。
王钦：国内外电力市场化改革的核心目标包括打破垄断、提升效率、降低电价、提高透明度及推动新技术应用。中国电力市场建设取得了长足进展，基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架。在此框架下，电力行业的效率跟以往相比有较大提升，但仍存在市场体系不完整、交易规则不统一、跨省区交易壁垒等问题；随着市场化交易平台的建立、信息公开制度的推进和政策法规的逐步完善，改革在提高电力行业透明度方面取得了一些进展，但由于区域差异和信息不对称，要进一步提升透明度，仍需更多努力。鼓励新技术和新产品的应用是欧美电力市场发展到成熟阶段后的重要目标之一。而中国电力市场在这方面刚刚起步。
目前，中国电力市场建设仍处于初级阶段，但是发展速度很快。相较于欧美等国家和地区，中国电力市场建设存在这些不同之处：一是市场结构不同。欧美国家和地区的电力市场通常是高度分散和竞争性的，拥有多个独立的发电公司、输电公司和配电公司。而中国的电力市场仍然具有较强的集中性。二是市场化程度不同。欧美国家和地区的电力市场化程度较高，电力交易主要通过现货市场竞价机制进行。中国仍有相当一部分电力交易通过长协合同进行。三是政策导向不同。中国的电力市场建设过程中，政府在规划和调控中发挥重要作用，尤其是在可再生能源发展和电力供应保障方面。而欧美国家和地区的电力领域更多依赖市场机制和独立的监管机构。四是电力市场改革进程不同。欧美国家和地区的电力市场改革通常经历了较长时间的演变，市场机制相对固定。而中国的电力市场改革是在较短时间内快速推进的，仍需不断调整和完善。
尹明：改革目标包括构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制，使市场在资源配置中起决定性作用，电力系统清洁低碳、安全高效水平持续提升。这些目标不是静态的，而是动态向前发展的。现阶段，中国电力市场已完成“从无到有”的阶段，进入“从有到好”的阶段，主要体现在：
电力市场体系日臻完善。目前，全国统一电力市场规则体系基本建立，电力市场总体框架基本建立，电力市场运营服务基础逐步完备，电力价格主要由市场决定的机制初步建立。省间现货市场正式运行，山西、广东、山东、甘肃、蒙西5个省级现货市场先后转入正式运行，包括南方区域市场在内的多个现货市场进入连续或长周期结算试运行阶段。
现货市场建设与新能源发展同步推进。过去十年，中国风电、光伏发电装机占比从8.9%增长到42%，发电量占比从3.2%增长到18.5%，分别实现煤电装机、发电量占比下降25个和16个百分点。近年，部分现货运行地区的新能源装机占比接近或超过50%，新能源在现货市场特别是实时市场中，对出清的影响越来越大。
新能源发电进入以市场化为主要特征的高质量发展阶段。今年2月，国家发展改革委和国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（简称“136号文”），提出推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场、通过市场交易形成价格。136号文将为新能源与传统发电同台、公平竞争创造机制保障，进一步强化市场在资源配置中的决定性作用。
欧洲电力市场建设是一个由国家/区域市场向跨国融合统一市场发展，从现货市场起步，促进不同区域资源互补协同的自发、自律的建设过程。建设过程顺应了欧洲经济一体化、社会绿色转型、新能源加快发展的大势，围绕清洁绿色主线不断完善。先于欧洲统一电力市场建设，各成员国已具备较独立和较完备的市场体系，在此基础上，根据发展需要，建设欧洲统一电力市场的设想应运而生，并逐步通过跨国市场融合得以实现。
电力市场建设是2015年新一轮电改中的重要任务，国家从顶层政策、指导意见等方面统一部署、统筹推进，各地方结合本地实际出细则和执行落地，是一个包含自上而下与自下而上不断完善的过程。中国的电力市场建设从交易机构和规则体系建设起步，从中长期交易开始，现货市场建设试点稳步推进，省内市场与省间市场协同发展。初期借鉴国际经验，后期结合国情修正，形成“边学边用边改”的动态调整模式；在用电需求增长与保供压力并存背景下，通过省间富余绿电交易向现货市场升级等举措，适应能源结构转型；注重绿色转型融合，推动煤电定位从主力转向调节性电源，新能源实现平价上网并成为市场主力，对于市场报价与出清影响重大。此外，中国电力市场建设也存在各省级电力市场差异明显，规则修订频繁，省间壁垒影响尚存，与新能源特性适应性不够等问题。
边际定价机制是否适配新型电力系统
eo：随着新能源发电占比不断提升，国内外部分地区出现了负电价与高电价并存的现象。您能结合国际电力市场的经验，分析价格波动对电力用户、发电商以及储能、需求响应等新兴市场主体的影响吗？
刘东胜：产生价格信号是市场的核心功能。负电价与高电价并存本质上是电力供需关系的即时反映。澳大利亚的经验表明，价格信号的准确性是市场主体正确决策的基石，政府应聚焦于维护公平的竞争环境。当市场规则能确保公平竞争时，极端价格反而能引导资源优化配置，例如，负电价驱动储能系统充电，高电价激励需求侧响应及对容量的投资。
澳大利亚在电力市场的运行中坚持技术中性原则，让电力的商品价值与环境价值分离。新能源与传统能源在报价机制上完全平等，风电、光伏的零边际成本特性自然形成低价，火电的调节能力则在尖峰时段体现价值。新能源的环境价值通过绿证等独立市场实现，电力市场仅反映能源商品属性。
波动的价格会影响发电商的投资决策。传统电源需提升灵活性以获取调节收益，新能源需配套储能或安装调节装置平滑出力。储能运营商、需求响应服务商等新兴主体可通过价差套利模式盈利，或开发自动控制技术。用户可调整用电行为，响应价格信号。总的来说，就是让市场发出信号，由市场主体自行调整对策。
尹明：近年来，高比例新能源电力市场出现负电价和高电价的情况有加剧趋势。这在欧洲电力市场中表现得较明显，直接原因主要是电力供求常态平衡关系面临重大风险或受到严重破坏。负电价通常发生在供过于求阶段，高电价常发生在供不应求阶段。这些极端价格情况主要是指现货交易的出清价格。
对有补贴的新能源项目而言，负电价是一种在供求较宽松情况下的报价策略。煤电等常规电源为避免高额启停费用或为了获取容量补偿，也可能报低电价竞价。其次，尽管供求平衡关系异常信号已较为清晰，但在电源与负荷都缺乏灵活调节能力或意愿时，也可能出现市场主体报极端电价的情况。因此，系统供求协同不足、灵活调节资源缺乏也是造成极端电价的重要原因。总体而言，极端电价的出现有可能是调节能力不足的原因，也有可能是出于市场竞争策略的考虑。从市场配置资源效率角度看，极端电价是市场调节作用的反映。市场机制、出清结算机制、报价要求、参与条件等都有可能诱发极端电价出现。
极端电价对电力市场中各利益相关方影响也不同。场内用户和场内电源项目若持有较多的中长期合同电量，都有助于保持价格水平相对稳定，规避极高或极低电价对收益的影响。
储能、需求侧响应等灵活性资源在高比例新能源电力市场中日益重要，例如德国就将抽蓄电站和大型电池储能作为提高系统灵活性的重要手段，但需要做好灵活性价值合理体现、合理定价、合理分摊与公平参与的机制设计与高效监管。这也是为新主体、新业务和新模式的不断涌现创造条件，激发大量的创新活动和创新价值。
eo：未来，电力市场受天气因素的影响会更大，价格波动也可能更为剧烈。您认为现有的边际市场定价机制能否有效应对这种波动？是否需要调整？
刘东胜：质疑边际电价可能是混淆了“产品分类”与“定价机制”的区别。边际定价作为经济学基本原理，在电力市场仍具有指导价值。问题根源在于新型电力系统催生出多品类保障电力系统安全稳定运行的服务与商品（电能量、容量、调频、灵活性、惯性等），每类商品都可以独立形成边际价格，而非由单一电能量价格承担所有价值衡量功能。
就现有业态而言，电能量反映瞬时供需，容量市场确保长期供电安全，调频服务维持电力系统安全，都是单独定价。如同电子产品细分不同价位区间，电力市场也需建立多维价格体系。新能源发电占比提升后，虽然度电成本下降，但灵活性资源、惯量支撑等系统调节成本将有所上升，每种都会有各自的边际价格。
边际定价有助于揭示各环节的真实成本，因此，现有的边际定价机制仍然适用，但需要更细致的分类定价，将不同产品分开定价，而不是否定整个机制。同时，技术进步可以抵消成本上升的压力，虽然系统调节成本可能增加，但电力成本可能降低，整体成本取决于技术进步。
王钦：由于新能源发电占比提升及受气候变化影响，国外电力市场批发电价波动加剧，引发学界争议：激进派学者（如Leigh Tesfatsion教授）主张彻底改革LMP（节点边际电价）机制并引入波段合约电价；保守派则认为现有LMP虽不完善，但仍可满足需求，获工业界（以独立系统运营商为代表）支持。
目前的价格波动问题可通过提高预测精度、提高运行备用、增加储能等方式来解决。对于未来由新能源主导的电力市场中更为棘手的边际市场批发价格趋于零的问题，现有的LMP机制也可以解决，只是需要更加灵活的辅助服务市场批发价格机制。
尹明：天气因素更直接影响的是电力的供给与需求，对前者是影响新能源出力，对后者是影响负荷高低。天气因素对电力市场供求关系的影响程度，与天气预报预测精准度、超前时间等紧密相关。对市场价格的影响，体现在对不同时间尺度的电力市场价格影响，包括中长期市场、日前和实时现货市场等多时间周期电力市场。
边际定价是当前主流电力现货市场定价机制。国内外主要的电力现货市场都采用边际出清市场机制（包括系统边际电价、分区边际电价和节点边际电价）并按照边际出清价格结算。边际市场定价机制反映电力市场中电力商品短期供求关系。
天气对边际出清价格的影响程度，既取决于电源、电网、负荷侧等环节有多少资源、能力和措施能减轻或抵消天气因素的影响；也取决于多时间周期电力市场之间的衔接等。从德国的发展经验看，发展日内市场是其较好适应高比例新能源发电的关键之一。
边际市场定价机制与天气因素没有直接的关系，最终决定价格变化的还是供求关系和市场主体的心理预期等。其无法单独应对天气因素的影响，需要系统性解决方案，包括做好多时间周期电力市场衔接、提高多尺度天气预报预测的精准度、增强供需协同能力、增加灵活调节能力以及准备好各类备用等。美国得州、欧盟的一些成员国在现货市场中采用稀缺性定价机制，应对供给极端紧张的情况，有一定效果，但从2022年初美国得州大停电等事件也看出，这种机制存在较大缺陷，无法从根本上改善系统充裕性。
eo：如果现有的市场机制难以应对这种波动性，那么您认为未来的电力市场机制应该如何调整以增强韧性？哪些方面是关键改进点？
刘东胜：未来电力市场机制调整的关键在于公平准入与产品分层细化，改进重点包括：准入规则重构，消除分布式资源参与电力市场的门槛，推动虚拟电厂等灵活性资源入市（如澳大利亚拟于2027年允许虚拟发电厂、商业和工业需求响应、电池与传统发电站平等参与电力市场），通过聚合技术实现小微主体公平竞价，消除“人为设限导致的价格失真”。同时，建立多层次市场体系，比如，容量、能量、辅助服务市场分开，各自形成边际价格，避免容量成本向电能量市场转嫁，加重电力大用户负担。市场机制调整的本质是回归市场本源：通过精细化分层定价还原电力供应真实成本，依托规则而非补贴实现资源公平配置。
王钦：中国现有的市场机制还难以应对天气导致的价格波动，但这并不意味着要调整边际市场定价机制，而是可以从另外的市场设计入手解决这个问题。例如，美国加利福尼亚独立系统运营商、中西部独立系统运营商和美国西南电力联营公司前些年推出了“灵活爬坡服务”机制，让更多的灵活机组参与市场，从而有效应对价格波动。此外，其他技术措施，如提高预测精度、增加快速可调节机组和储能的数量，也可有效地解决这个问题。
eo：1月27日发布的136号文推出了在市场外开展差价结算的新能源电价机制，旨在支持可再生能源的市场化交易。您认为这一机制的优势和挑战是什么？它与欧美的类似机制有何异同？能否有效支持新能源可持续发展？
刘东胜：新机制本质上是政府授权的差价合约，澳大利亚政府也实行了激励新能源和储能投资的措施，旨在稳定新能源、储能项目的营业收入，最近几年采用了针对电力市场收入的多退少补机制，可以被看作成收入差合约。
传统火电可以通过差价合约与调控发电量规避价格风险，但新能源存在电价和电量的双重风险，差价合约可以解决价格风险问题，而挑战是难以规避电量风险，稳定收入的效果可能要打些折扣。新能源出力不稳定会导致合约无法履行，例如，当风光实际出力与合约量偏离较大时，企业需承担现货高价购电成本。136号文中设计的价格结算机制，将有助于获得机制电量的可再生能源发电商稳定收益。
王钦：这是鼓励新能源参与电力市场的一次创新。其优势在于，有效保证新能源参与电力市场的收益，鼓励新能源参与市场并通过市场交易形成上网电价，从而激励储能、虚拟电厂、需求侧响应等新能源消纳大户更好地实现峰谷调节功能。挑战在于，机制电价由市场竞争形成，因此需要对新能源电站的投资成本和收益做精确评估，以及对电力现货市场的价格做准确预测。此外，机制电价是一个阶段性的政府保障政策。在政策结束之后，新能源仍然需要独立面对电力市场的挑战。
在美国，购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）机制也能为新能源发电商的合理收入回报提供一定保障。PPA是一种新能源买卖的财务协议。以太阳能为例，开发商负责在客户的物业上设计、许可、融资和安装太阳能系统。开发商以固定价格将所产生的电力出售给主客户，这一价格通常低于当地电力公司的零售价格。开发商则从电力销售中获得收入，并享受系统产生的任何税收抵免和其他激励措施。PPA的期限通常为10—25年，在协议期间，开发商负责系统的运营和维护。由于PPA所签署的是固定价格，可以有效抵御市场波动带来的风险。（图1列出了与PPA有关的各实体间的联系和功能。）
图1：购电协议（PPA）的架构
PPA与中国机制电价的共同特点在于都通过场外交易的方式来降低市场风险，但两者有很大不同。首先，机制电价是政府主导的，PPA则是各实体之间自由签订的。其次，机制电价由竞价形成，PPA则完全由签订双方谈判形成。
尹明：136号文提出推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场、通过市场交易形成价格。其主线是：以2025年6月1日为界，区分存量和增量项目，建立新能源上网电量差价结算机制，将差价结算费用纳入系统运行费用向市场化用户疏导，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。该机制的实施，有助于缓解、解决风光新能源发电本身具有的“靠天吃饭的先天缺陷”对项目收益的影响，让新能源企业有合理稳定预期。
差价结算机制的优势在于：一是区分存量与增量，前者注重新旧政策衔接，后者注重稳定收益预期；二是采用场内竞争与场外调整，平滑价格波动。
当前，新能源发展较好的国家通常采取差价合约等类似机制。136号文与欧洲的差价合约相比，有如下不同：一是在底层逻辑方面，136号文提出的是一种“多退少补”的结算机制，欧洲是一种长期合约。二是在差价处置方式方面，差价结算费用被纳入系统运行费用，由工商业用户分摊，欧美的差价合约中的现货市场电价与合约电价的差值是采用金融结算。
提升系统韧性，推动灵活性资源入市
eo：在应对“鸭子曲线”问题上，您认为国际市场有哪些成功经验？实行了哪些有效的市场机制？
王钦：“鸭子曲线”问题主要是系统中新能源（尤其是太阳能）比例较高，导致系统的净负荷（实际负荷减去新能源出力）在太阳能发电时快速降低，在太阳能消退后快速升高。美国加州由于太阳能比重较高，“鸭子曲线”问题较为严重。而在北美其他区域，由于太阳能比重相对较低，“鸭子曲线”问题不是很突出。
要解决“鸭子曲线”问题，主要需要系统有足够多的快速响应和灵活调节机组，以应对短时间内系统净负荷的快速爬升和骤降。北美市场的优势在于，其拥有大量能快速启停的天然气机组，系统灵活性更强。加州近几年新增大量储能机组，这对提升系统的灵活性并解决“鸭子曲线”问题有很大帮助。但无论是储能还是灵活天然气机组，成本都相对较高，而新能源的发电成本较低，这就进一步导致批发市场在不同时段的价差扩大化。此外，注重与外部电网的互联，通过将多余的太阳能输送到外州，以及在晚上从外州采购电力，也让加州电力系统能够更加平稳地运行。在市场设计上，加州推行的“灵活爬坡服务”产品，可以有效保证系统中有足够多的灵活机组，有效解决“鸭子曲线”问题。
eo：灵活性资源（如储能和需求响应）在国内电力市场逐步受到重视。您认为现有的激励机制是否足够吸引这些资源参与？如何改进才能更好地促进灵活性资源的投入和使用？
刘东胜：澳大利亚自2017年起开始重视灵活性资源，并设立国家级专项委员会，明确将灵活性资源定位为“新型市场主体”，2021—2023年开展了虚拟电厂试点，验证分布式资源聚合参与现货市场的技术经济可行性，并积累实际运行经验。其间，澳大利亚政府对规则体系进行重构，耗时4年修订电力法（2025年颁布新规），允许虚拟电厂等资源参与能量与辅助服务市场，新规将于2027年5月正式实施。从试点到立法，再到全面推行，澳大利亚用8年完成了从顶层设计到落地实施的闭环，进度虽慢但细致，能有效避免后续产生其他问题。
从澳大利亚的经验看，在起步阶段，调动用户侧的灵活性是个大问题，尤其是新能源占比高的情况下。目前储能的成本高，除非成本降低，否则仍难以推广。建立新型电力系统，当前的技术发展主要集中在发电、输电和储能等环节，但在信息方面存在盲点，例如，用户的用电行为不可见，缺乏价格信号引导。可以预见未来能源互联网、大数据技术、机器学习与大模型等技术创新将在源网荷储应用方面开辟出全新领域。
如果推行动态电价，将现货市场价格波动直接传递至终端用户，同时安装智能计量装置，让用电数据实时回传，可以实现数据透明化，消除用户侧信息盲区。再配合市场化激励设计，让用户根据价格调整用电行为，就能激发用户侧（车网互动或其他用户侧资源）的灵活调节潜力。关键是需要建立好激励机制，允许用户把节电行为转化为可兑换的电费折扣或积分权益。
王钦：灵活性资源（如储能和需求响应）在中国电力市场中的重要性日益增加。为促进灵活性资源投入，需构建市场化机制：一是优化零售电价结构，推行动态峰谷电价，使储能及需求响应通过响应价格信号合理获益；二是允许大型储能直接参与批发市场，中小型资源通过聚合商整合接入；三是设立容量补偿市场，为调峰备用等灵活性服务提供稳定的收益渠道。
尹明：灵活性资源是高比例新能源电力系统和电力市场的“核心资源”之一，对增强电力系统供需协同、灵活智能特性，促进新能源消纳至关重要。随着辅助服务市场的不断发展，煤电灵活性改造在一些地区（如山东等地）已能获得较可观的收益。这类资源参与市场的方式、盈利模式等相对较成熟。相比之下，用户侧灵活性资源虽开发潜力较大，但种类多、单体小，与配电网联系紧密，呈分散化特征。居民用户受限于市场敏感度不足与数智化改造成本，企业用户则受制于经营状况及生产流程制约，导致资源整合困难。
如何激发用户侧灵活性资源潜力，是行业管理者与政策制定者近期需要重点考虑的问题。新能源装机已首次超过煤电装机，成为中国第一大装机电源，也是第二大发电量来源。在新能源上网电量全部入市政策实施大背景下，如何提高配电网承载力，减少网络阻塞，确保市场配置效率，将是对中国电力系统、电力市场的重大考验，也是检验中国新型电力系统的“试金石”，用户侧灵活性资源正是破解此问题的关键。
激发潜力的思路就在近年有关部门发布的相关文件中，包括《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》等。从市场角度看，需要根据企业用户和居民用户的不同特点，制定差异化的市场准入条件，强化电价的时间价值信号功能，为负荷聚合商参与市场创造公平条件，完善电力数据资源管理等。
eo：我国容量电价机制也在逐步推广，旨在保障电力供应的可靠性。您认为这一机制能否有效提升系统稳定性？与国际上的稀缺性定价机制相比，有何优缺点？
刘东胜：澳大利亚的模式是通过价格信号激励发电侧投资，即业内所称的稀缺性定价，但其成功依赖于成熟的场外电力金融市场和以传统火电为主的电力结构。澳大利亚尖峰时段的电价可达约75元/千瓦时，发电企业通过电力稀缺时的高电价回收固定成本。这种模式高度依赖偶然性，收入波动剧烈，发电企业经营风险较大。然而，澳大利亚依靠类似电力金融合约的容量产品（场外交易）对冲风险。市场主体可提前购买与容量相关的电力金融产品，锁定收益，回收固定成本。这类合约交易的流动性也非常好，很多电力市场研究者都没有足够地重视这一点。
容量市场的不足在于，容量需求预测依赖对未来一个时期的判断，若预测偏差大，有可能导致资源冗余或短缺。
王钦：稳定性与可靠性是两个不同的概念。容量市场确实能在很大程度上保障电力供应的可靠性。在该机制下，符合条件的发电机组会根据其有效容量的大小按月获得一定收益。这些机组需要保证在系统需要的时候能参与市场，否则会受到惩罚。这些额外收益吸引更多机组参与电力市场，保障系统有足够的机组应对负荷的变化，避免出现由发电容量不足导致停电的情况，保障了系统的可靠性。
美国得州没有采用容量市场机制，而是采用稀缺电价。当系统容量紧张的时候，电价会较高，发电的收益更大。在极端情况下，系统容量短缺带来极高的稀缺电价（可达9000美元/兆瓦时，折合人民币约65元/千瓦时），使发电机组产生大量收益。这在一定程度上吸引了更多的发电投资。
与容量市场相比，稀缺性定价更符合纯粹的经济学供需理论，因此很受自由经济学派专家的推崇。但其缺点也很明显——没有考虑电力的特殊性，比如，发电设施的建设周期较长，电力不能大规模实时存储，电力不能一味追求经济性而不考虑可靠性等。
尹明：在新能源发电占比提升的背景下，电力商品价值多元，包括电能量、调节、有效容量和环境价值。其中，电能量价值通过中长期与现货市场体现，调节价值依托辅助服务市场，环境价值借助绿电绿证实现，有效容量价值则通过容量电价机制货币化。容量电价机制对提高系统充裕性至关重要，中国已实施煤电容量电价机制，不仅增强系统充裕性，还提升煤电企业资产管理水平与健康程度。未来，该机制应扩大适用范围，公平对待各类电源。相比之下，稀缺性定价机制依赖极高电价激励电源增供、用户降耗。欧盟曾允许其作为发电资产的容量成本回收方式，但也允许成员国采用其他机制。总体而言，稀缺性定价在保障系统充裕性方面作用不及容量电价机制。
电改未来展望
eo：在全球能源转型的背景下，您认为未来5—10年我国电力市场将如何演变？在这一过程中如何更好地应对挑战？
刘东胜：预计中国电力市场将向更大范围资源优化配置与深度挖掘用户侧资源的方向发展。国内电网基础设施具备显著优势，但需通过市场机制实现跨区域资源的高效调配，例如，将西北的光伏电力输送至东部负荷中心。同时，电动汽车、储能设备等用户侧资源可通过双向供电、灵活调度缓解电网压力。
在转型中需警惕唯技术误区，优先通过市场化改革降低成本，在机制上挖潜，往往能够取得事半功倍的效果。允许用户侧资源（如电动汽车、虚拟电厂）直接参与市场交易，通过双向报价形成竞争机制。例如，2027年后，澳大利亚电动汽车可作为调节资源进入市场，企业凭成本优势获利。同时需加快输配电价改革，对比建设物理电网与数字调度系统的成本效益，避免低效投资。
当前，中国电力监管体系面临的挑战在于明确监管边界并强化执行。目前电力市场规则繁多但部分没有得到严格执行，需要有专业的市场监管机构，赋予其执法权与惩罚权，严惩市场中破坏公平竞争的行为（如串通报价）。在澳大利亚，企业可追求利润最大化，但若发生市场合谋（如虚假报价、串谋、约定市场份额），将面临监管机构调查甚至警察介入执法和法庭审判。中国需将电力法与相关市场竞争法规则深度融合，加强监管，减少行政干预，确保市场公平、透明、可预期。
王钦：未来5—10年，预计中国电力市场将深度变革：全国统一电力市场加速形成，通过强化市场竞争与创新交易机制，显著提升系统效率与灵活调节能力；可再生能源装机持续扩张，新型储能、需求响应聚合商、V2G及虚拟电厂等技术实现商业化应用，推动新能源消纳能力取得突破；碳市场体系与绿色金融工具发展成熟，为清洁能源项目提供多元化融资渠道。
为应对转型挑战，建议采取五大举措：一是完善政策法规框架，强化市场监管并完善公平竞争环境；二是加大储能、智能电网等核心技术攻关投入；三是创新容量补偿、辅助服务等市场机制，激发灵活性资源价值；四是深化国际能源技术合作；五是通过科普宣传引导公众参与需求侧管理，构建社会协同的低碳转型格局。
尹明：中国电力市场建设的近中期重点包括推进跨省跨区市场间开放合作、优化辅助服务市场、探索输电权与电力期货市场、激励灵活调节电源、构建用户侧互动响应机制等。中远期需适应新能源市场化发展，特别是分布式新能源上网电量市场化发展要求，省间和省内市场在满足集中式新能源发电市场化需要的同时，充分利用配用电系统数智化和用户侧各类灵活性资源开发利用创造的有利条件，加强地市、县域电力交易平台建设。
当前配电网滞后制约新能源消纳，但电力市场建设发展与电力网络基础设施关系紧密，因此，需根据配电资产功能价值分类，创新配电网多元化投资与差异化监管，优化配电网投资成本回收机制，夯实中国电力市场发展的物理网架基础。此外，未来电力市场建设需加强创新，通过交易品种、机制创新，如金融合约、保险机制等，减少新能源波动性、随机性和间歇性给市场带来的不确定性。
标签：国际视野,电改,十年挑战
