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| 遼寧電力市場走向成熟尚面臨四大挑戰 |
| 來源：電聯新媒 時間：2025/12/4 |
遼寧省作為東北地區的電力負荷中心和能源轉型關鍵區域，近年來在電力市場化改革方面取得顯著進展，特別是在東北地區率先實現電力現貨連續結算試運行，市場交易規模持續擴大，規則體系日益完善。然而，隨著改革步入深水區，一些結構性、機制性問題逐漸凸顯，制約了市場資源配置效率的進一步提升，也影響了能源轉型目標的順利實現。當前，遼寧省電力市場面臨流動性不足、價格信號失真、成本補償機制不健全等多重挑戰。本文旨在系統梳理當前遼寧省電力市場存在的主要問題，并據此提出有針對性的優化建議，為推動該地區電力市場實現高質量、可持續發展提供決策參考。
遼寧省電力市場發展現狀與架構特征
遼寧電力市場建設始于2015年新一輪電力體制改革。作為東北電網的負荷中心及東北地區用電量占比超過50%的核心區域，遼寧電力市場發展與其區位特點及經濟轉型需求密切相關。長期以來，遼寧面臨著傳統計劃體制與市場化發展之間的矛盾，特別是高比例供熱機組和快速發展的新能源對電力系統平衡提出了更高要求。
2021年，遼寧省被正式列為國家第二批電力現貨市場建設試點，標志著其電力體制改革進入以現貨交易為核心的新階段。在試點推進過程中，遼寧于2023年1月、9月及2024年7月、9月先后開展了四次短周期結算試運行，并于2024年11月完成整月結算試運行。在市場規則體系建設方面，遼寧逐步構建并優化了以“一個主體規則、多個配套細則”為核心的框架體系，覆蓋了中長期交易、現貨市場和輔助服務等關鍵領域。
2025年3月，遼寧電力現貨市場進入連續結算試運行階段，成為東北地區首個實現電力現貨市場連續化結算的省份，市場參與主體涵蓋火電、核電和新能源等。全年交易規模預計將突破1200億千瓦時。
遼寧省當前市場存在的不足
市場流動性不足，制約價格發現功能
一是對發用電雙方實施中長期高比例簽約要求。根據現行規定，發用電雙方年度交易合約電量原則上不低于實際發用電量的80%，中長期交易合約簽約電量則不低于90%。該機制的初衷在于穩定電力供需秩序、保障能源安全，但由于強制推行中長期高比例簽約，容易導致交易價格長期固化在特定區間，使得上游燃料成本（尤其是煤炭價格）的波動難以通過電價機制順暢傳導。這種價格傳導阻滯削弱了市場在電力資源配置中的核心作用，既無法有效激勵發電企業根據成本變化靈活調整供給，也難以引導用戶形成合理的節約用電行為，最終影響電力市場的動態平衡與高效運行。
二是設置獲利回收機制，限制了市場流動性。理想的電力市場設計應允許各類經營主體根據自身風險承受能力和對市場走勢的判斷，自主靈活地配置中長期合約與現貨交易電量比例，從而激發市場主體參與的積極性，優化資源配置。然而，遼寧目前對市場結算設置了以下四類回收費用，形成干預，建議予以取消。
發電側中長期缺額費用：對火電、核電發電機組省內中長期月度合約總量低于月度實際上網電量70%的部分，以及風電、光伏低于50%的部分進行回收；新能源超額獲利回收費用：對選擇“報量不報價”方式參與現貨市場的新能源場站，實時市場每個時段實際上網電量與日前市場申報的短期功率預測電量偏差超出±20%的部分進行回收；用電側超額獲利回收費用：對售電公司實時市場每小時實際用電量與日前市場申報電量偏差超出±20%的部分進行回收；用戶側中長期缺額考核費用：對批發市場用戶省內中長期月度合約總量低于月度實際用電量60%的部分進行回收。
這些回收機制客觀上抑制了市場流動性，不利于形成靈活高效的市場環境。
市場補償價格長效機制尚未建立
一是全容量補償機制缺失。目前，遼寧省僅對燃煤機組實行容量補償政策，且未實現全額補償，現行標準為每年100元/千瓦。近年來，新能源裝機容量快速增長，由于風電、光伏等出力具有間歇性和波動性，火電機組角色已由主力發電逐步轉向調峰和備用服務，利用小時數顯著下降。隨著新能源占比進一步提高，電網對火電機組有效容量的需求日益迫切。現行補償機制單一且標準偏低，難以適應電力系統轉型需要，亟需建立覆蓋所有提供有效容量機組的全容量補償機制，通過合理核定成本、優化補償標準，有效激勵各類機組保持調節能力，為電力系統安全穩定運行提供堅實保障。
二是成本補償機制不完善。遼寧省在推進新能源電價市場化改革過程中，雖已初步建立成本補償機制，但目前主要涵蓋啟動補償和必開補償，尚未覆蓋空載運行成本及上抬費用等關鍵成本類型，導致部分機組難以完全回收變動成本。隨著新能源裝機占比持續提高，火電機組啟停頻次上升、空載運行時間延長，變動成本壓力進一步加大。若長期無法實現變動成本的足額回收，將影響機組參與輔助服務的積極性，甚至可能因經營壓力導致部分機組退出備用容量供給，削弱電力系統的調節靈活性與安全冗余。為此，有必要通過成本監審，對相關機組在電能量市場中無法回收的變動成本予以補償。
市場限價設置不科學
一是二級限價設置影響系統調節能力的發揮。當電力現貨市場全天統一結算點加權均價超過燃煤基準電價的1.5倍時，結算環節會將各時段節點電價等比例縮��；而在現貨市場價格連續48小時高于年度中長期合約價格的2倍后，相應時段的日前和實時現貨市場價格則按年度中長期合約價格的2倍進行結算。盡管該二級限價機制旨在防范電價異常波動，但在短期供應緊張的情況下，反而削弱了電價對用戶用電行為的引導作用，造成價格信號失真。
二是現貨市場申報與出清下限的設定嚴重削弱價格信號功能。目前，遼寧電力現貨市場將申報與出清限價統一設定為0~1500元/兆瓦時，未充分考慮新能源在電力市場外通過綠證交易等方式獲得的額外收益。這些額外收益使得新能源即使在低價發電時仍具備盈利空間。在用電低谷時段，疊加新能源集中出力和傳統電源持續供電，實際電力供應遠超需求。依據電力市場規律，此時應通過低價甚至負電價發出調節信號，引導部分電源合理停機或調減出力。然而，現行下限價格無法實現這一調節目標。
輔助服務機制建設滯后
一是輔助服務交易品種與電力現貨市場之間缺乏協同。目前，遼寧雖已推動調頻輔助服務市場化交易，通過市場機制引導機組提供調頻響應、平抑頻率波動，但備用服務市場仍處于空白。備用服務作為保障電力系統安全的重要支撐，其缺失對電力現貨市場運行帶來風險：備用容量的無序占用會破壞市場供需平衡，一旦出現供電缺口，極易引發頻率、電壓異常，甚至導致大面積停電，直接威脅電力系統安全穩定運行。同時，缺乏備用服務也降低了新能源消納的靈活性。
二是輔助服務市場費用分攤方式存在公平性問題。根據國家發展改革委、國家能源局《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》（發改價格〔2024〕196號）要求，電力現貨市場連續運行后，輔助服務費用應遵循“誰受益，誰分攤”原則，由用戶用電量和未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔。然而，遼寧目前的調頻輔助服務費用僅由參與省內現貨電能量市場的發電企業并網發電單元，以及電化學儲能、熱儲能、虛擬電廠等新型經營主體承擔。用戶側作為輔助服務的實際受益方，并未額外支付相關費用。
遼寧省電力市場高質量發展的針對性建議
一是優化中長期高比例要求，兼顧穩定與靈活。建議逐步放開現行年度、月度中長期簽約高比例要求，允許市場主體根據市場預期自主確定合約比例。放開電力中長期高比例簽約限制對發用電雙方均具有顯著益處。對發電側而言，降低簽約比例約束可增強市場靈活性，減少因強制高比例簽約導致的現貨價格扭曲風險，例如避免因中長期合約覆蓋過高而引發的負電價現象，同時通過現貨市場價格信號更精準反映供需變化，提升機組調節能力與收益空間。對用戶側而言，放寬限制允許其根據實時市場動態調整中長期合約比例，降低因鎖定高價合約帶來的成本壓力，在現貨電價低位時增加購電量以降低用電成本，并通過參與分時段交易、需求響應等機制優化用能策略，提升套利空間。此外，發用電雙方均能通過市場化機制更高效地對沖價格波動風險，促進電力資源跨時空優化配置，推動新能源消納與電力系統靈活性提升。
二是探索建立全容量補償機制。建議積極探索并建立健全發電側容量補償機制。此舉是適應新能源大規模并網、保障電力系統安全穩定運行的關鍵措施。其核心突破在于打破傳統單一的電量補償模式，將補償范圍從燃煤機組全面擴展至所有具備可靠容量支撐能力的靈活性資源，包括完成深度調峰改造的燃煤機組、啟停響應迅速的燃氣機組，以及可獨立提供容量服務的新型儲能設施等。在制定補償標準時，應構建多維評估體系，精準核算各類資源的固定投資成本與全生命周期運維成本，并充分考慮其在角色轉變過程中所產生的機會成本。通過設定兼具公平性與經濟激勵的補償標準，確保各類靈活性資源在非主力發電狀態下仍能覆蓋成本，維持良好的技術狀態。該機制將有效夯實電力系統應對新能源波動的“壓艙石”基礎，為高比例新能源消納和能源結構轉型提供堅實支撐。
三是優化二級限價機制設計，調整申報與出清下限機制。摒棄單一基準價觸發模式，綜合燃煤成本、供需緊張系數、負荷價值等多維度設定動態觸發閾值，優化替換方式，取消 “等比例縮小” 的剛性管控，采用分時段差異化調節：供應緊張時段適度放寬上限，通過價格激勵發電側增供；非極端場景僅對超額收益部分回收，保留基礎價格信號的引導功能。針對新能源，扣除綠證等額外收益后測算合理下限，允許其申報負電價，若現貨價格僅設為0，無法對沖隱性收益。在低谷時段，通過負電價信號引導新能源合理減發、傳統機組停機調峰，從而更準確地反映系統供需狀況與資源價值。
四是健全輔助服務市場體系，推動與電力現貨市場深度協同。為構建與電力現貨市場協同的備用服務市場體系，建議參照國家相關交易規則，盡快啟動省內備用服務市場化建設，鼓勵發電企業、儲能等主體申報容量和價格。同時，建立電力現貨市場與備用市場聯合出清機制，將備用容量成本納入現貨價格形成體系，避免因無序占用資源而影響供需平衡。此外，必須嚴格落實“誰受益、誰分攤”的原則，深化輔助服務費用分攤機制改革。目前，調頻費用僅由部分發電側主體承擔，未能體現用戶側作為電力系統穩定運行的最終受益者所應承擔的責任。應嚴格遵循國家最新政策導向，在電力現貨市場連續運行后，明確將輔助服務費用合理傳導至用戶側，建立由用戶用電量與未參與交易的上網電量共同分擔的機制。此舉不僅有助于形成更清晰、準確的價格信號，引導全社會資源優化配置，還能增強各市場主體共同維護系統安全的意識和責任感。
遼寧省電力市場已實現從試點探索到連續平穩運行的關鍵跨越。然而，當前存在的流動性不足、補償機制不完善、限價政策約束以及輔助服務市場機制等問題，本質上反映了市場化改革進程與電力系統轉型需求之間的結構性矛盾。這些問題不僅削弱了價格信號對真實供需關系的反映能力，也制約了系統靈活調節潛力的充分發揮，更影響了包括靈活性資源在內的各類電源的可持續發展。為推動市場向更高效、更安全、更可持續的新階段邁進，必須堅持市場化改革方向，系統性地優化相關機制設計。通過上述舉措，有望充分釋放市場活力，精準傳導成本信號，有效激勵多元資源共同維護系統安全穩定運行，最終助力遼寧構建一個與高比例新能源發展相適配、競爭充分、運行穩健、效率卓越的現代電力市場體系。
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