问题：电力既要“保供稳价”又要“市场定价”，交易体系如何兼顾公平与效率 随着“双碳”目标引领能源结构调整，新能源装机快速增长、电气化水平稳步提升，电力系统运行机理与成本结构发生深刻变化；电力不同于一般商品，既关系千家万户基本用能，也牵动产业链供应链稳定。基于此，如何在确保安全可靠供电、稳定预期的同时，让价格机制更充分反映供需与时空价值，成为电力市场建设的核心课题。 原因：电力商品天然具有双重属性，系统安全约束决定“计划与市场”必须协同 报告认为，电力商品具有显著的“双重属性”。当电网通道紧张或供需偏紧时，电力更接近公共资源，分配需要优先保障民生与重要用户，单纯依靠价格排序可能放大风险与不公平，必须由政府和电网调度等机制实施必要的计划性安排与应急干预。此外，在系统运行处于安全边界内、供给相对充裕时，电力又体现竞争性与排他性，市场竞价能够提高资源配置效率，推动发电、用电两侧形成更清晰的成本与收益约束。 基于上述逻辑，报告提出电力市场不宜走“全计划”或“全市场”的单一路径，而应构建分层次、分阶段的协同框架：在优先保障基本用电和公共利益前提下，释放竞争性环节的价格发现功能，形成“优先成交阶段、供需竞价阶段、保底平衡阶段”的三阶段平衡思路，以实现保供与效率的动态统一。 影响：交易品种精细化与成本结构变化，推动电力从“能量交易”走向“系统价值交易” 报告指出，电力交易正在从单一能量买卖转向围绕“带时标的能量块”进行精细化配置，以适配不同时间尺度的供需波动和系统约束。围绕可分割性与调度可用性，交易品种可划分为：一是类似基荷属性、强调连续性与整体性的长周期电力块，更适配中长期合同和稳定供给安排；二是以小时等更细颗粒度开展竞价的分时电力块，便于市场主体根据价格信号进行调仓与优化；三是面向储能、电动汽车、虚拟电厂等灵活性资源的“可变块”设计，允许主体申报价格与最大可用电量，由市场出清模型结合系统平衡需要优化决定调用时段与规模，从而更真实体现灵活调节能力价值，避免固定曲线方式对灵活资源的低估。 更重要的是，新能源占比提升带来边际发电成本下降，但系统调节需求上升。报告用“电能量成本下降、调节成本上升”的变化概括当前趋势：电能量本身的成本项下降，但为保障频率、电压、备用、爬坡等安全稳定所需的调节成本显著增加。由此，电力商品的定价不再仅是“电量多少钱”，而是“电量与调节一起多少钱”，系统总成本观念正在成为市场优化的关键。 对策：构建多市场联动的全成本竞价体系，推动电能量与辅助服务协同出清 针对成本结构变化与交易需求升级，报告提出以多市场共同构成全成本竞价体系：容量机制用于保障长期充裕度，通过对可用容量进行合理补偿，稳定电源投资预期，强化保供底座；中长期市场发挥“压舱石”作用，通过合同稳定价格预期、对冲风险，同时承接宏观调控意图，引导主体形成中长期经营纪律；现货市场用于反映短时电力不平衡与电力时空价值，提升边际资源的调度效率；辅助服务市场将安全稳定运行的“外部成本内部化”，为系统调节能力付费，促进灵活电源、储能和需求响应发展；绿电与绿色证书等机制则为绿色价值提供实现路径，推动可再生能源环境属性有效变现。 报告特别强调，未来需要更高水平的规则衔接与技术支撑，推动电能量市场与辅助服务市场在更大范围、更细颗粒度上协同优化，探索联合出清或更紧密的联动机制，使价格信号能够同时反映供需紧平衡与系统安全约束，进而在“能源成本+调节成本”的系统总成本框架下实现社会成本最小化。 前景：到2026年，电力市场将向“安全约束更显性、灵活资源更值钱、绿色价值更可见”演进 业内人士认为，面向新型电力系统建设，电力市场的演进方向将更加清晰：一是安全约束更显性，市场规则与调度运行边界将更紧密耦合，保供与安全成为价格机制运行的前提；二是灵活资源更值钱，储能、可调负荷、虚拟电厂等将通过更适配的产品设计与更完善的辅助服务体系获得合理回报；三是绿色价值更可见，绿电交易、绿色证书与碳对应的机制的协同将更完善，推动绿色转型与经济性相统一。与此同时，跨省区交易与统一电力市场建设也将为资源优化配置提供更大空间。
电力市场化改革既关系能源转型的推进速度，也检验治理体系的适配能力。在守住民生用电底线的同时，让市场机制更利用作用，关键在于建立可随供需与安全边界动态调整的平衡机制。这场涉及14亿人用电方式的深层变化，正在推动形成更符合中国国情的新型电力市场与能源转型路径。