以有为政府培育有效电力市场——今年以来电力市场运行情况观察

党的二十届四中全会明确提出坚持有效市场和有为政府相结合，为厘清政府与市场关系提供了根本遵循。电力是经济运行的"血液"、新型能源体系建设的"中枢"。今年以来，我国电力市场继续从"规模扩张"走向"制度定型"和"价值发现"：交易规模稳步扩大，跨省跨区配置更加灵活，现货价格信号持续增强，新能源、储能、虚拟电厂等主体加快入市，"中长期稳定预期、现货发现价格、辅助服务保障安全、绿电绿证体现环境价值"的市场框架日益清晰。

实践表明，电力市场不能只讲"放开"，也不能重回"计划"。只有以有为政府筑牢规则、监管和安全底线，以有效市场配置电量、容量、调节和环境价值，才能在能源安全、绿色转型和用能成本之间形成动态平衡。

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市场交易更活跃，资源配置作用持续增强

据国家能源局统计，2026年上半年全国电力市场交易电量36848亿千瓦时，同比增长24.2%。其中省内交易29135亿千瓦时，增长27.9%；跨省跨区交易7713亿千瓦时，增长12.1%。中长期交易32568亿千瓦时，占88.4%；现货交易4280亿千瓦时，主要承担实时平衡和价格发现功能；绿电交易1641亿千瓦时，增长6.6%。

评价市场不能只看电量，更要看交易是否顺畅、价格是否合理、风险能否管理、资源能否及时流动。今年以来至少呈现三个积极变化。

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交易周期向"更长、更短"两端延伸

中长期交易由年度、月度延伸至周、多日、按日，与现货衔接更紧；多年期交易又为企业提供稳定预期，既缓冲现货价格波动对终端成本的冲击，也提升经营主体动态调整能力。

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开市时间更贴近实时运行

今年迎峰度夏期间，跨省跨区中长期、省间现货、区域互济交易，以及山西、山东、浙江等19个省份中长期市场实现全年无休、每日开市，市场正从"定期赶集"转向"连续营业"。

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跨区域互济保供作用更突出

7月14日、16日全国用电负荷连创历史新高，市场机制推动跨区最大输送电力分别达1.52亿、1.58亿千瓦。这背后既有物理互联基础，也说明省间交易、余缺互济与实时调度正在加快融合。

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有效市场的关键是让不同价值都有价格

电力难以大规模经济储存，发输配用须实时平衡；同时安全保供、绿色属性和调节能力都具有系统价值。有效市场不能只交易"电量"，还应形成容量、调节和环境价值互补的价格体系。

电能量价格要更多反映时间与空间价值。 现货市场分时段定价，高峰时段电价上升激励发电增发、用户移峰；新能源大发时段电价下降引导储能充电、负荷增加。价格由此成为组织生产消费的信号，但波动并非越剧烈越好——若没有合同、金融和零售机制缓冲，价格信号会从配置工具异化为风险传导工具。有效市场必须同时解决"发现价格"和"管理风险"。

调节价值要从辅助环节走向市场核心。 风光具有随机性、波动性，"源随荷动"难以适应高比例新能源接入。调频、备用、爬坡、深度调峰等辅助服务，以及储能、虚拟电厂、可调节负荷等，需通过合理补偿参与系统平衡。《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》明确提出加快调频、备用等辅助服务市场建设、探索爬坡等新品种并推动与现货联合出清，调节资源将逐步成为按贡献获利的独立主体。

绿色价值要形成可计量、可交易、可核验的市场。 绿电交易与绿证制度使电能量价值与环境价值逐步分离。随着绿色供应链、出口碳足迹和碳中和承诺增加，绿电消费将从"道德选择"转化为"市场竞争力"。

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批零倒挂集中暴露，零售市场正从

"赚价差"转向"管风险"

今年以来零售市场最突出的矛盾，是批发采购成本与零售合同价格倒挂。部分售电公司"卖得越多、亏得越多"，由价差受益者变成风险集中承担者，批零倒挂从少数月份的波动演化为多地共同面对的市场风险。

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"高买低卖"的剪刀差

零售合同多在上年末或当年初签订，不少采用全年固定价；批发价格却随负荷、燃料、天气和新能源出力波动。当现货快速上行而售电公司未锁定足够低价电量时，采购成本便高于合同价格。广西一季度146家售电公司合计亏损6.45亿元，平均每度电亏约2.34分；安徽1月批零倒挂约8.74元/兆瓦时，行业当月亏损超1.1亿元；广东4月部分时段日前均价升至678元/兆瓦时，个别实时均价近1元/千瓦时，与约372元/兆瓦时的年度长协均价形成较大价差压力。

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"行情反转导致低价赌单"

集中暴露

2022至2025年部分区域现货价格总体下行，市场形成"电价只会越来越低"的惯性预期。一些售电公司为抢客户报出明显低于中长期成本的价格，甚至依赖场外返利，其盈利逻辑不是靠负荷预测和偏差管理，而是押注现货继续走低。广西有公司以0.32元/千瓦时的中长期成本向用户报出0.26元/千瓦时的"一口价"，每度电已出现6分钱缺口，只能指望超用部分在低价现货补回—这不是风险管理，而是单向押注。

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现货敞口与结算节奏叠加放

大现金流压力

广西售电公司现货采购占比相对较高、部分达50%左右，其他地区约10%至20%。这一设计本意是增强价格传导，但在零售合同高度固定的情况下，却把批发波动直接转化为敞口风险。现货日清月结、零售按月结算，多笔成本叠加时单月亏损可迅速超过企业资本金。广西一度出现21家售电公司累计欠费约2.083亿元，其中一家欠费约1.096亿元。

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"收益有上限、亏损无底线"的

风险收益不对称

为防范不合理加价，多地设置月度批零价差上限并作分享安排：广东高于12元/兆瓦时的部分由售电公司与用户按2∶8分享，陕西、四川、河南各有基准线。这些规则在价格下行时有助于防止垄断加价，但在价格上行、售电公司普遍亏损时易产生收益不对称。广西此前规定价差超平均水平2倍的部分按1∶9分享，2026年5月又暂缓执行超额收益分享，反映监管在抑制加价、维持行业稳定与保障用户权益间的权衡。

深层看，批零倒挂反映的不是"售电公司天然亏损"，而是零售合同期限错配、风险敞口过大、价格传导不足、服务定价不清晰和监管偏事后处置。解决之道在于五方面：一是推动合同从固定价为主转向"固定价+联动价+风险共担"组合，江西将现货联动比例上限提至50%，北京允许采用固定价、联动价、比例分成等模式；二是建立批发购电成本透明披露和异常报价预警，将场外返利、"阴阳合同"纳入重点监测；三是建立与交易规模、风险敞口匹配的动态履约保障体系，北京、贵州探索信用额度与红黄橙绿分级预警；四是完善退出、合同承接和应急平仓机制，防止保底售电沦为"择时逃生通道"；五是推动售电公司转向综合用能服务，保护合理服务利润，遏制低价扰乱和关联排斥竞争。

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市场活力显现，深层堵点仍需破解

一是部分地区新能源集中出力时段出现低电价甚至负电价，反映电源建设与调节资源、电网通道、负荷响应不匹配——单纯增加装机不等于增加有效供给。二是现货价格大幅波动而零售合同、结算机制传导滞后，广西批零倒挂即为例证。三是跨省跨区交易仍存在规则差异、交易衔接不畅和市场壁垒，物理通道互联不等于制度通道打通。四是容量价值、辅助服务成本与绿色价值存在核算交叉，同一成本若在多市场重复分摊将推高终端成本。

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加强有为政府市场监管，保障市场公平

高效运行

市场有效运行离不开政府有为。批零倒挂、低价赌单、规则套利等现象表明，政府必须在放开竞争的同时，从三方面强化监管。

从规则设计上，保证各市场主体权利和义务平衡。 规则既要放开竞争环节、激发活力，也要明确各类主体的准入退出、履约保障、风险分担和违约处置责任，避免"收益归自己、风险交社会"。批零价差上限、超额收益分享、履约保函等制度，需兼顾价格下行与上行两种情景，防止风险收益长期不对称。

从交易产品设计上，保证交易公开公平、传递准确价格信号。 中长期、现货、辅助服务、绿电绿证等产品设计应统一时段划分、偏差结算、信息披露和价格形成机制，减少规则差异带来的套利空间；平台应分时段披露批发成本、合同结构、现货敞口和平均价差，以透明度保障公平性，让价格真正反映供需而非操纵。

从市场运行监管上，及时纠正滥用市场力和规则漏洞。 对串谋报价、虚假宣传低价、场外返利、利用关联优势排斥竞争、借助保底售电择时套利等行为，应建立常态监测与快速处置机制，把风险化解在积累阶段而非欠费之后。监管既不能缺位放任，也不能越位包办，重在维护秩序、防范风险、保护公平竞争。

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下一步应处理好四组关系

一是市场决定与政府兜底的关系，行政力量更多转向定规则、维秩序、防风险；二是省内平衡与全国配置的关系，跨区交易应成为常态机制而非富余电量"出口"；三是电量价值与系统价值的关系，让新能源通过中长期、储能、需求响应、辅助服务和绿色价值获得合理收益；四是价格信号与终端承受力的关系，以中长期合同、零售套餐和风险对冲避免波动放大为成本波动。

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今年以来电力市场的突出特点，是范围更广、交易更细、价格更活，政府统筹规则、安全、公平与转型节奏也更趋成熟。广西、安徽、广东的批零倒挂说明市场建设已进入"调参数、通堵点、控风险"的深水区。市场不是"放任自流"，政府也不是"包办一切"。真正有效的电力市场，应让发电者知道何时发、用电者知道何时用、调节资源知道何时出力、清洁能源环境价值得到体现、零售风险由有能力管理的一方承担。下一步，以统一规则消除壁垒，以连续交易提高效率，以多元市场发现价值，以严格监管防范风险，以系统规划保障安全，方能让有为政府的制度优势与有效市场的配置效率有机统一。