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。

01

高比例新能源电力市场定价理论

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。

市场主体经济特性发生变化，会带来几个关键问题。

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。

围绕定价理论，下一步至少有几类问题需要深入研究。

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。

零售市场设计也需要相应调整。一方面，要把批发市场价格有效传导到零售市场，引导用户及时响应，调动需求侧资源；另一方面，也要考虑零售侧用户承受能力，通过对冲和保险机制，避免用户直接承担批发市场价格大幅波动风险。

此外，还需要研究市场力形成机理、行为识别和监测机制，以及新型电力市场运行状态评价指标体系。过去各类市场有一套市场运营评价指标，但在新型电力市场条件下，如何科学评价市场运行状态，也是需要持续研究的问题。

02

新型电力系统下电力市场平衡机理

高比例新能源条件下，电力市场平衡面临新的挑战。从空间范围看，一方面，新能源需要在更大范围内消纳，因此必须考虑大范围优化配置，甚至全国市场范围内的平衡问题；另一方面，分布式资源快速发展，又带来了就近平衡、就地消纳的需求。如何协调大范围优化配置和小范围就地消纳，是市场平衡机制面临的重要问题。

从时间范围看，一方面，要保障长期容量充裕和长期稳定的供需关系，需要推动多年期合同交易；另一方面，新能源波动性增强，对短期平衡提出更高要求。因此，短期电能量市场、平衡市场和辅助服务市场的重要性都在上升。

在短期市场中，需要不断提高交易频次，缩短交易周期，为市场主体提供灵活调仓机会，以适应新能源波动性。例如，在东北区内省间市场，已经探索滚动撮合交易。根据新能源出力波动变化，火电可以灵活开展交易和合同转让，自然形成新能源替代火电发电、促进新能源消纳的机制。

辅助服务和平衡机制也需要进一步完善。比如惯量、瞬时备用等新型辅助服务品种，正在成为各国市场关注的方向。欧洲市场也在推进实时市场或平衡市场耦合，推动平衡资源在更大范围内共享。这些都对我国下一步平衡市场建设具有启发意义。

03

全国统一电力市场协同运营机制与路径

全国统一电力市场建设的一个关键问题，是省间市场和省内市场如何协同运营。当前提出省间、省内市场协同运营，主要有三方面需求。

第一，是大范围新能源消纳和保供电、保平衡的需要。“4号文”提出，要逐步从经营主体分别报价参与跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次提出量价需求，就可以在全国范围内分解匹配供需。联合交易是新型电力系统建设的客观需要。

第二，是解决省间、省内市场衔接不足问题的需要。当前部分市场主体存在选择性参与省间或省内市场的情况，差异化报价会影响统一价格信号生成。要进一步提升市场运行质效，客观上需要推动省间、省内市场融合。

第三，是满足市场主体自主选择的需要。随着市场发展，发电侧、售电侧等主体都提出直接参与省间市场的需求。如何在保障电网安全前提下，赋予市场主体自主选择权，保障公平参与，是下一阶段全国统一电力市场建设必须面对的问题。

因此，全国统一电力市场需要从“两级运作”向“协同运作”转变。但这一过程非常复杂。除了算法层面的挑战，还要考虑我国省级市场在保供电、保平衡中承担的重要责任。市场设计既要促进全国统一市场发展，也要考虑各省市场发展差异。

在协同运营机制设计中，需要把握几个原则。

一是既要打破省间壁垒，又要尊重省为平衡责任主体的格局。二是在促进资源大范围优化配置的同时，要防止推高送端省份电价。许多能源输出省份本地用户对高电价承受能力较弱，不能因为其作为能源送出省，就过度增加当地用能负担。三是在满足受端省份用户自由参与省间市场诉求的同时，也要保障受端省份统筹资源、保障本省电力电量平衡的能力。受端省份承担本省电力电量平衡责任，省间市场和省内市场之间必须做好协调。

04

沙戈荒大基地参与全国统一电力市场模式

大型新能源基地是我国新能源发展和消纳的重要创新。目前，我国已经批复三批沙漠、戈壁、荒漠大型新能源基地，大部分将在“十五五”期间投产。大型新能源基地如何参与全国统一电力市场，需要在交易效率、责任划分和资源优化之间实现平衡。

从2025年开始，市场建设中探索大型基地联营体内部“联营不联运”机制。也就是说，通过联营体内部火电、储能等资源为新能源提供调节，同时进行利益分享。这样既能提高交易效率，又能明确责任划分；在运行层面，也能保证电网运行控制一体化，保障安全。

对外，大型基地可以作为一个整体参与省间市场；对内，则需要满足基地内部绿电消费和绿电溯源需求。绿电消费溯源是新的重要需求。随着国际规则对绿色电力可追溯性要求提高，市场需要证明谁在什么时间发了绿电，谁在什么时间用了绿电。这要求绿电消费能够实现更精细化、更可信的溯源。

因此，大型基地参与市场的交易机制，既要考虑经营主体积极性，支持组建若干交易集团，在内部挖掘调节潜力，保障新能源送出，也要考虑如何融入全国统一电力市场。

其中一个关键问题是大型基地的辅助服务参与机制。无论是沙戈荒大型基地，还是水电大基地，其调节能力都非常重要。新型电力系统最需要的就是灵活调节能力。但目前我国辅助服务市场基本以省为主体。未来适应全国统一市场形态的辅助服务市场应如何设计，如何让这些宝贵调节资源在送端、受端之间充分共享，是需要重点研究的课题。

05

分布式资源参与市场机制与模式创新

除了大型基地，分布式资源参与市场也是新型电力系统建设中的重要问题。当前，分布式资源、源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网等新业态快速涌现。它们内部的市场机制是什么形态？它们与批发市场、大市场之间是什么关系？如何衔接？这些问题都需要研究。

分布式资源具有双重影响。一方面，它给系统平衡带来难度。由于分布式资源位于传统负荷侧，其波动性会增加负荷预测难度，也增加控制难度。另一方面，它也提供了新的平衡资源。如果能够被有效聚合和调用，就可以为系统平衡作出贡献。

目前，批发市场和零售市场之间仍存在价格衔接不足、信号传导不足、协同运行困难等问题。分布式资源内部既涉及电源，也涉及负荷，因此其运行协同、资源灵活调节价值体现、绿色属性归属等问题更为复杂。

下一步，需要重点研究分布式资源聚合参与交易机制。比如，聚合商是什么形态，聚合体是什么形态，聚合单元是什么形态，在什么电压等级下可以聚合，以什么身份参与批发市场等。同时，也要研究聚合体内部协同机制。大市场的价格和控制信号如何传递到各类主体？各类主体如何响应并获得收益？聚合体内部的绿电溯源如何认证？这些都是分布式资源参与市场必须解决的问题。

06

各类电源全面入市的路径与保障机制

“4号文”提出，要有节奏、分品种推进气电、水电、核电全面进入电力市场。此前，相关政策已经解决了火电机组入市和新能源入市问题。下一步推动水电、气电、核电入市，需要根据不同电源的物理特点和经济特点，分类设计路径。

从物理特性看，水电和核电具有较强特殊性。水电不仅仅是发电，还要综合考虑防洪、灌溉、航运、水资源综合利用等功能。发电只是其中一个功能，甚至在某些情况下不是最主要功能。核电安全性要求很高，也不适宜简单承担为新能源调节的功能。

从经济特性看，气电、水电、核电的边际成本完全不同。气电边际成本高，如何让气电参与同台竞价并保障其合理收益，是需要解决的问题。水电、核电边际成本接近零，但前期投入大，如何保证成本回收，同样需要机制设计。

因此，研究各类电源入市路径时，必须统筹各类电源特点，设计差异化机制，同时也要统筹场内交易和场外保障机制。水电、核电可能更多需要依靠多年期合约、长期合约解决收益稳定和成本回收问题。气电则可能更多依靠容量市场、辅助服务市场等机制拓宽收益渠道。场外政策也需要根据不同电源差异性进行保障机制设计，同时考虑系统运行费用按责任分摊等问题。

07

电力市场和碳市场协同衔接

电力市场与碳市场的协同互动正在持续增强。随着碳市场扩容和配额收紧，火电成本会受到影响，火电竞争力也会发生变化。这要求电力市场与绿电绿证市场、碳市场之间进一步强化协同互动。

同时，电碳核算问题也日益重要。近期，国家发布了多个关于“双碳”政策考核、非化石能源核算等重要文件。这些政策需要深入研究，特别是要处理好绿电绿证合一交易、绿电绿证分离交易，以及各省按照物理量核算的基本要求。下一步如何把这些政策统筹衔接，非常关键。

从国际趋势看，无论是碳边境调节机制，还是一些国际组织关于温室气体排放核算的要求，都越来越强调绿色电力消费要“物理可触达、小时级可溯源”。也就是说，用户必须证明在某个时段，其用电在物理上能够对应到相应绿电。

基于这一趋势，2026年全国范围正在推广小时级绿电，以适应国际贸易规则对绿色电力消费的要求。我国推进小时级绿电溯源具备较好基础，一方面，全面分时计量已经实现，智能电表覆盖率较高；另一方面，绿电交易已经开展多年。如果进一步做到小时级，就可以从原理上实现绿电消费全程可溯源。

下一步，需要深入研究电碳市场耦合机理和衔接机制，理清碳成本在电力市场价格中的传导路径；研究碳双控背景下电碳核算衔接机制，推动从行业到企业，到产品线、到园区、到工厂等不同层级核算的一致性；同时，也要做好与国际政策和绿电绿证应用规则的衔接。

08

面向调节能力的容量市场机制

过去的容量市场，主要解决“有没有、够不够”的问题。也就是说，系统容量是否充足。但在高比例新能源条件下，仅仅有容量还不够，还要看容量是否能够灵活调节。

未来容量市场设计将更加复杂，需要面向调节能力进行机制设计。这首先要求对各类资源的调节能力进行量化评估。容量市场主体不能只局限于传统火电机组，还应进一步拓展到储能、需求响应、虚拟电厂等新兴主体。

关键问题在于，如何量化评估这些主体能够提供多么可靠的容量，如何计算，如何评估，如何预测需求。同时，还要处理好容量市场、电能量市场和辅助服务市场之间的功能边界，避免过度补偿和重复补偿。

面向调节能力的容量市场，本质上是一个长周期、多主体、多约束的建模和优化问题。它需要涵盖建设成本、运营成本、消纳成本等多个方面，覆盖全年8760小时，并对资源成本和调节能力进行联合优化，技术难度非常大。

09

电力市场大规模优化求解与仿真推演技术

高比例新能源和全国统一电力市场建设，对技术支撑提出了更高要求。电力市场大规模优化求解和仿真推演技术，已经成为必须突破的重要方向。

首先，是省间、省内联合优化问题。这不仅仅是海量主体、节点数量多的问题。当前计算能力和模型基础已经具备一定条件，真正的难点在于，省间市场和省级市场之间需要迭代协同。本质上，这是一个大规模分解协同优化控制问题。

其次，是规划和市场的联合优化问题。当前仍缺乏能够准确反映电源规划、系统规划与长周期市场影响之间关系的联合优化方法。未来市场机制完善、容量机制设计、调节能力建设，都需要与规划深度衔接。

再次，是市场仿真推演问题。全国统一电力市场建设已经进入深水区，很多市场运行机理还没有完全搞清楚，很多现象也还不能完全解释。因此，在政策规则出台之前，必须越来越多依靠仿真推演，模拟政策和规则可能产生的影响，支撑政策规则形成闭环。

下一步，需要在省间省内高效出清求解、规划和市场联合优化、市场仿真推演技术等方面实现突破。同时，电力市场与碳市场的耦合仿真，也值得进一步研究。

10

构建基于价值互联网的新型电力市场技术架构

随着全国统一电力市场深化建设，各类主体对便捷入市、更大范围交易、更加灵活互动、更加快速价值传递的需求越来越迫切。要满足这些需求，需要依托价值互联网构建新型电力市场技术架构。回顾互联网发展历程可以看到，互联网发展带来了新的生态。对于电力市场而言，价值互联网至少将带来几方面变化。

一是市场主体从少量集中转向海量分散。随着分布式资源、用户侧资源、新型主体大量参与市场，传统少量主体集中交易的组织方式难以适应未来需求。

二是交易组织从周期性出清转向实时匹配。过去集中交易按照一定周期组织，适合集中式主体批量优化。未来海量主体参与，不可能完全依靠传统集中优化出清模式，需要探索实时匹配机制。

三是价值实现从定期结算转向即时兑现。未来交易可能需要及时匹配、及时形成交易对，交易结果也要能够及时兑现。面对大规模实时结算需求，传统结算系统可能难以完全支撑，未来可能需要依靠区块链及时上链，并通过智能合约实现结算。

四是交易互动方式从被动接受转向主动响应。大市场、小市场、局部市场之间需要更好衔接，平台需要具备双向数据交互、状态感知、全域协同等能力。

因此，从技术上看，需要以人工智能和区块链为底座，推动电力市场从传统的集中出清、人工组织、事后结算，逐步转向实时智能匹配、AI量化交易、可信价值兑现的新型智能交易体系。其中，关键技术包括基于区块链的实时匹配可信交易技术，面向多元价值的精准分配技术，以及全国统一电力市场智能运维生态。

为全球高比例新能源电力市场贡献中国方案

我国新型电力系统建设正走在世界前列。我国新能源发展速度前所未有，也是其他国家难以比拟的。这既给电力市场创新突破提出了重大挑战，也提供了难得机遇。

高比例新能源电力市场建设，不仅是这一代电力人义不容辞的责任，也是一次重大历史机遇。上述十大问题的解决，需要政府部门、市场运营机构、电网企业、发电企业、售电企业、用户、高校和科研机构等各方同心协力。

如果能够在这些基础理论、市场架构、机制设计和技术支撑问题上取得突破，中国不仅能够更好支撑自身新型电力系统建设，也有望为全球应对气候变化和高比例新能源电力市场建设贡献中国方案。

（本文由eo记者韩晓彤根据嘉宾在电力市场专业委员会2026年学术年会上的主题演讲整理而成）