中國儲能網(wǎng)訊：作為華東地區(qū)電力保供與能源轉型的關鍵節(jié)點，安徽省電力市場歷經(jīng)多年建設，已構建起多層級電力交易體系，在特高壓跨區(qū)互濟、綠電交易規(guī)模擴容、分布式新能源規(guī)?；l(fā)展等方面成效顯著，為區(qū)域經(jīng)濟社會發(fā)展與能源結構轉型提供了有力支撐。當前，面對電力市場建設共性與個性問題交織的挑戰(zhàn)，本文將結合安徽實際，借鑒國內(nèi)電力市場化改革先進經(jīng)驗，從機制完善、規(guī)則優(yōu)化、監(jiān)管強化等維度提出針對性建議，助力安徽省電力市場突破瓶頸，實現(xiàn)從“試點探索”向“成熟高效”跨越，為全國省級電力市場高質量發(fā)展提供實踐參考。
市場建設歷程和主要架構
電力市場建設是深化電力體制改革、優(yōu)化資源配置、促進能源轉型的核心抓手。安徽省作為全國第二批電力現(xiàn)貨市場試點省份，歷經(jīng)多年探索，已構建起多市場協(xié)同運行的框架，在市場建設、區(qū)域協(xié)同和綠色轉型等方面取得了顯著成效，為后續(xù)高質量發(fā)展奠定了堅實基礎。
一是建設歷程穩(wěn)步推進。2016年起，安徽省電力市場建設正式起步，電力交易中心成立、輸配電價體系落地，直接交易規(guī)模逐步擴大。2016年11月，成立安徽省電力市場管理委員會，出臺《安徽省電力直接交易規(guī)則》等文件，規(guī)范市場準入、交易與結算機制。2017年，開展月度集中直接交易，交易規(guī)模擴大至550億千瓦時，占全社會用電量30%。2020年安徽成為全國第二批省級電力現(xiàn)貨市場試點省份后，持續(xù)開展單日、三日等試運行，在2023年至2024年期間，安徽累計開展5次結算試運行，不斷迭代完善市場規(guī)則，并于2025年1月1日正式轉入連續(xù)結算試運行階段，市場邁入常態(tài)化運行軌道。
二是核心架構日趨完善。截至目前，安徽省總裝機容量13777萬千瓦，形成了火電、光伏、風電、燃機、抽蓄、儲能等多元電源結構，其中，火電6409萬千瓦、光伏5375萬千瓦、風電1039萬千瓦、燃機206萬千瓦、抽蓄468萬千瓦、儲能335萬千瓦。同時，構建了涵蓋市場主體、交易體系、價格機制、結算規(guī)則及監(jiān)管機制的核心市場架構，市場主體類型不斷豐富，中長期與現(xiàn)貨交易協(xié)同推進，輔助服務市場逐步拓展，節(jié)點電價機制與“日清月結”結算模式有序運行，監(jiān)管與風險防控體系初步建立。
三是區(qū)域協(xié)同與綠色轉型成效顯著。依托長三角一體化發(fā)展戰(zhàn)略，安徽省主動融入?yún)^(qū)域能源協(xié)同格局，逐步成為華東地區(qū)重要的特高壓電力樞紐。目前已建成“兩交一直”特高壓格局，大幅提升了與江蘇、浙江、上海等周邊省份的電力互濟能力，為區(qū)域電力供需平衡提供了有力支撐。在綠色轉型方面，安徽成效尤為突出，2024年綠電交易成交量達109億千瓦時，同比增長170%，增速位居全國前列；分布式光伏裝機容量位居全國前列，同時積極探索綠電交易、儲能參與輔助服務等創(chuàng)新路徑，為新能源消納和能源結構優(yōu)化提供市場化解決方案。
安徽省電力市場運行中現(xiàn)存的主要問題
安徽省電力市場建設取得顯著成效，隨著市場常態(tài)化運行，在價格形成、成本補償、主體協(xié)同、機制設計等環(huán)節(jié)仍需進一步優(yōu)化，以更好地發(fā)揮市場配置資源的決定性作用。
一是價格與結算規(guī)則不夠規(guī)范。成本補償分攤不合理：安徽省現(xiàn)行成本補償包含啟動成本補償、必開機組補償?shù)取Ｑa償費用由市場化機組和全體工商業(yè)用戶按月度實際上網(wǎng)電量和月度實際用電量比例分攤，不符合“誰受益、誰承擔”原則，分攤機制需優(yōu)化。燃煤機組成本監(jiān)審缺失，煤價、煤耗等參數(shù)與電價聯(lián)動監(jiān)管不足，定價不夠規(guī)范。
超額獲利回收機制較多：用戶側、發(fā)電側、新能源領域等存在多處缺乏科學依據(jù)的超額獲利回收設置，如中長期交易偏差收益回收、超額獲利回收等，過多回收機制將束縛市場主體自主交易，削弱市場自主調(diào)節(jié)能力。
容量電費補償不完善：未嚴格按機組申報最大出力核算月度容量電費，而是采用每日最大出力算數(shù)平均值；對“以熱定電”機組未要求申報最大出力，煤電機組非計劃停運時按0認定最大出力；煤電機組因超期未完成臨時檢修、自身原因導致非計劃停運的，停運期間（含起止當日）最大出力按0認定，影響煤電企業(yè)合理收益與系統(tǒng)可靠性。
代理購電做法欠合理：未成交掛牌剩余電量按燃煤機組剩余發(fā)電能力分攤，對價格形成產(chǎn)生影響，不利于反映真實供需；電網(wǎng)企業(yè)未獨立開展代理購電需求預測，通過統(tǒng)調(diào)負荷倒減或由調(diào)度機構代為預測，與相關政策導向不夠契合。
二是輔助服務市場機制不夠健全。調(diào)頻服務市場未啟動：現(xiàn)貨連續(xù)運行階段仍未建立省內(nèi)調(diào)頻服務市場，輔助服務費用無法向用戶端有效疏導，與“誰服務、誰獲利，誰受益、誰承擔”原則不夠契合，降低發(fā)電主體參與積極性，長期可能影響系統(tǒng)調(diào)頻能力。
調(diào)峰機制銜接不暢：現(xiàn)貨運行地區(qū)應取消省內(nèi)調(diào)峰市場，且調(diào)峰補償價格未明確是否經(jīng)過成本監(jiān)審，存在過補償或補償不足風險；與華東區(qū)域調(diào)峰市場銜接不夠順暢，僅在省內(nèi)消納困難時啟動跨區(qū)域互濟，區(qū)域調(diào)峰資源利用效率不高，新能源消納保障能力受限。
三是新能源與電網(wǎng)架構適配不足。新能源政策差異化導致競爭不均衡：年度、月度交易中新能源不設交易限額，火電在新能源大發(fā)時段（9：00—16：00）設置嚴格限額（1、7、8、12月65%，其余月份50%）；在現(xiàn)貨市場中，燃煤機組報價相同時按節(jié)能減排系數(shù)出清，影響火電出清機會。由于高額中長期簽約比例、中長期價格偏高，即便皖北新能源消納困難，投資主體仍傾向布局，導致裝機過剩與消納困難循環(huán)。
皖北電網(wǎng)架構不完善引發(fā)量價錯配：皖北地區(qū)阻塞斷面多，輸電能力有限，且“皖電東送”通道與省內(nèi)機組共用，導致電源外送困難。現(xiàn)貨市場中出現(xiàn)出清價格高但出清電量少，出清價格低但出清電量多的異?，F(xiàn)象，價格信號扭曲，影響資源配置效率。
四是市場機制與監(jiān)管存在短板。用戶側權利義務配置失衡：用戶雖“報量”參與出清，但日前市場出清以統(tǒng)調(diào)負荷預測為核心，最終價格與用戶申報行為無直接關聯(lián)，用戶承擔價格波動風險卻無定價參與權，用戶調(diào)節(jié)潛力未充分激發(fā)，同時也留下了無風險套利機會。
中長期市場流動性受限：燃煤機組中長期合同僅能轉讓至同一級別及以上機組，流轉限制較多；過多超額獲利回收機制束縛交易意愿，市場交易活躍度低，價格發(fā)現(xiàn)功能受限，難以形成反映真實供需的價格。
信息披露不夠充分：實時市場價格需及時披露，滯后性影響儲能等新型主體和靈活用電企業(yè)決策；網(wǎng)架結構轉移因子、節(jié)點價格等關鍵信息未按要求披露，市場主體難以準確判斷供需與阻塞情況，交易風險增加。
調(diào)控與運營不夠規(guī)范：部分限價措施、交易限制與市場運行銜接不夠緊密，影響市場資源配置效率；調(diào)度機構指定必開機組的條件和程序不夠明確，當前采取的“兩步出清”模式與“量價一次形成”原理不夠契合，關鍵參數(shù)調(diào)整缺乏充分監(jiān)審。
安徽省電力市場優(yōu)化完善的針對性建議
一是規(guī)范價格與結算規(guī)則。優(yōu)化成本補償與分攤：開展火電機組成本專項核算，明確啟動成本、必開機組電費差額補償標準，確保足額到位；建立嚴格成本監(jiān)審機制，規(guī)范煤價、煤耗等參數(shù)審核流程；調(diào)整分攤規(guī)則，免除市場化機組補償費用分攤義務，僅由受益方承擔。
梳理優(yōu)化獲利回收機制：清理無政策依據(jù)的超額獲利回收項目，對確需保留的，經(jīng)價格主管部門論證，明確合理的回收范圍、計算標準與觸發(fā)條件，避免過度影響市場交易意愿。
規(guī)范容量電費結算：嚴格執(zhí)行國家政策要求，以機組申報最大出力為基礎核算容量電費，要求“以熱定電”機組按規(guī)定申報最大出力，保障煤電企業(yè)合理收益。
優(yōu)化代理購電操作：取消剩余電量強制分攤，未成交電量通過二次掛牌、競價等市場方式消化；電網(wǎng)企業(yè)建立多維度預測模型，獨立、單獨開展代理購電需求預測，契合政策導向。
動態(tài)化價格調(diào)控：考慮實施按月的二級結算限價，是平衡價格信號與風險控制的有效手段，其限價標準可設定為系統(tǒng)長期邊際機組燃料成本的2倍；待煤電容量電價全面落地，固定成本足額覆蓋后，逐步取消額外二級限價。
二是健全輔助服務市場機制。啟動省內(nèi)調(diào)頻服務市場：明確調(diào)頻交易方式、出清規(guī)則與價格形成機制，建立輔助服務費用疏導機制，按用戶用電量比例分攤至工商業(yè)用戶，落實“誰受益、誰承擔”原則，激發(fā)主體參與積極性。
完善調(diào)峰協(xié)同機制：取消省內(nèi)調(diào)峰輔助服務市場；與長三角省份建立“調(diào)峰需求提前共享、資源優(yōu)先互濟”模式，突破“省內(nèi)無法消納才互濟”的限制，提升區(qū)域調(diào)峰資源利用效率。
市場化輔助服務定價：取消缺乏科學依據(jù)的調(diào)頻過補償機制，全面實施基于調(diào)頻里程的市場化定價，通過市場競爭形成合理價格信號，引導火電、儲能等調(diào)頻資源優(yōu)化配置。
三是優(yōu)化新能源與電網(wǎng)適配。均衡新能源相關政策：統(tǒng)一火電與新能源中長期交易限額標準，或根據(jù)系統(tǒng)供需動態(tài)調(diào)整火電限額；優(yōu)化出清規(guī)則，燃煤機組報價相同時，取消“節(jié)能減排系數(shù)”，保障公平出清機會；結合皖北消納能力發(fā)布裝機預警，引導新能源理性投資。
升級皖北電網(wǎng)架構：加快阻塞斷面改造，新增或擴容輸電線路，提升輸送能力；分離“皖電東送”通道與省內(nèi)機組通道，避免資源爭搶；建立“阻塞預警+價格信號引導”機制，及時披露阻塞情況與節(jié)點價格，引導資源向非阻塞區(qū)域布局。
適配新能源的現(xiàn)貨申報機制：結合安徽新能源“高占比、多集中”特點，按“政策支持度電收益+綠證交易收益”最大值確定現(xiàn)貨申報下限（可適度為負），引導新能源在大發(fā)時段合理調(diào)減出力，讓價格真實反映電力供需與資源價值。
四是完善市場機制設計。平衡用戶側權利義務：重構日前市場出清機制，將用戶報量報價納入出清模型，使價格與申報行為直接關聯(lián)；探索建立需求響應機制，鼓勵用戶削減高峰用電，激發(fā)靈活性資源潛力。
提升市場流動性：放寬燃煤機組中長期合同轉讓限制，允許跨級別流轉，引入售電公司、用戶參與合同轉讓；清理影響交易的不必要規(guī)則，激發(fā)發(fā)用兩側交易意愿；逐步放開中長期高比例簽約要求，允許市場主體根據(jù)現(xiàn)貨價格預期與自身特性，靈活調(diào)整合約簽約量與期限，推動中長期與現(xiàn)貨市場良性互動。
強化信息披露質量：將實時市場價格披露時間縮短，為市場主體提供及時決策支撐；按要求全面披露網(wǎng)架結構轉移因子、節(jié)點價格等關鍵信息，定期發(fā)布電網(wǎng)阻塞報告，降低交易風險。
優(yōu)化結算與阻塞管理：探索差量結算向差價結算過渡，逐步取消復雜的阻塞費用分攤，讓結算規(guī)則更簡潔透明，同時強化價格信號對資源配置的引導作用。
五是優(yōu)化調(diào)控與運營管理。規(guī)范市場調(diào)控措施：全面梳理現(xiàn)有調(diào)控手段，取消與市場銜接不夠緊密的限價措施，允許價格在合理范圍波動；極端情況下需調(diào)控的，嚴格履行調(diào)控程序，確保公開透明。
加強運營機構監(jiān)管：明確必開機組指定條件，僅在系統(tǒng)備用不足、重大保電任務等特殊情況啟用，且需報備理由并遵守停機時間約束；廢除“兩步出清”模式，推行“量價一次形成”機制，調(diào)整關鍵參數(shù)需經(jīng)主體征求意見與成本監(jiān)審；建立運營機構行為監(jiān)督機制，定期核查操作記錄，及時糾正不規(guī)范行為。
安徽省電力市場建設的階段性成果為省級市場發(fā)展提供了“安徽經(jīng)驗”，當前的問題是市場從“試點”向“成熟”過渡的正常現(xiàn)象。通過規(guī)范價格結算、完善輔助服務、優(yōu)化新能源與電網(wǎng)適配、健全市場機制、強化監(jiān)管等措施，必將推動市場邁向更高質量發(fā)展，為能源轉型與經(jīng)濟社會發(fā)展提供堅實電力保障。
