中國儲能網(wǎng)訊：陜西自2022年11月啟動首次模擬試運行后，歷經(jīng)四次結算試運行打磨，于2024年12月31日正式開啟連續(xù)結算試運行，截至目前已平穩(wěn)運行近一年。本輪電改中，陜西整體采用了“邊運行、邊完善”的思路，在實際運轉中暴露問題、再根據(jù)問題去優(yōu)化機制，以逐步健全市場化體系。
電力結構與市場改革歷程
陜西坐擁豐富的煤炭資源，97個縣（市）中有67個分布煤炭資源，含煤面積達5.7萬平方公里，占其全省國土面積的27.7%，在電力結構上是傳統(tǒng)的火電大省。但在“雙碳”目標引領下，陜西省內電力結構近年來加速向綠色轉型，截至2025年9月底，全省可再生能源裝機達6318萬千瓦，占總裝機比例達50.3%，歷史性超過火電裝機，標志著當?shù)匦履茉礄C組已從“補充電源”轉為“主力電源”。目前，陜北地區(qū)定靖橫、吳志安等千萬千瓦級風光基地，以及榆陽、神木千萬千瓦級光伏基地仍在加緊建設，新能源裝機規(guī)模與比例仍將持續(xù)攀升。
在省間交易方面，陜西呈現(xiàn)“以送為主、適度外購”的鮮明特征，省間交易在其電力市場占有一定比例，是電力輸出大省。2024年陜西跨省區(qū)交易電量達1114.3億千瓦時，其中既包含935.7億千瓦時外送電力，也通過西北電網(wǎng)從寧夏、甘肅、新疆、青海等地，以及借助德寶直流通道在豐水期外購四川電力，累計外購178.6億千瓦時。其中，德寶直流通道實現(xiàn)雙向輸電，既承擔陜西向四川的電力外送任務，也成為豐水期四川電力入陜的重要紐帶，而陜武直流、榆林—濰坊特高壓、神府—河北南網(wǎng)點對網(wǎng)等通道，則構成了陜西向湖北、山東、冀南等地外送電力的核心骨干網(wǎng)絡。
陜西整體上采用了“中長期合約作為結算依據(jù)管理市場風險、現(xiàn)貨交易全電量集中優(yōu)化、偏差結算”的交易模式，在歷次結算試運行中主要有如下調整。
第一次結算試運行（2023年12月1日～12月7日），本次試運行核心規(guī)則突破是實現(xiàn)結算閉環(huán)，出清結果正式用于電能量費用結算，結束了此前“只測試、不結算”的階段。明確發(fā)用兩側主體結算流程，為后續(xù)市場化結算奠定基礎。
第二次結算試運行（2024年3月22日～4月1日），規(guī)則層面較初次結算主要區(qū)別是推出了標準能量塊分時交易，以1小時1兆瓦時為最小顆粒度，向經(jīng)營主體提供短期、高頻、靈活調節(jié)手段，支持主體精細調整后續(xù)緊鄰日分時電量曲線。
第三次結算試運行（2024年5月15日～6月15日），本次結算試運行重點完善輔助服務與用戶結算機制，首次將調頻輔助服務納入實際結算，實現(xiàn)“現(xiàn)貨+輔助服務”聯(lián)合出清；同時首次開展用戶側分時模擬結算，引導用戶根據(jù)分時價格信號優(yōu)化用電行為，進一步凸顯電能量的時間特性。
第四次結算試運行（2024年11月1日～11月30日），本次是陜西省實現(xiàn)完整自然月連續(xù)結算，主要變化是新增了發(fā)用兩側可同時參與的日滾動融合交易窗口，取消了原有的用戶側日電量轉讓雙邊交易、水電及新能源自主摘掛牌交易和火電連續(xù)滾動撮合交易，并納入了虛擬電廠等新型主體參與結算，確立分散資源聚合調控的交易規(guī)則。
連續(xù)結算試運行（2024年12月31日至今），作為陜西電力市場從“階段性測試”邁向“常態(tài)化運營”的關鍵跨越，本次連續(xù)結算試運行對交易的組織形式做出了一些調整，規(guī)則優(yōu)化上聚焦現(xiàn)今的高比例新能源格局，明確新能源上網(wǎng)電量原則上全部進入市場，響應國家《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）要求，制定了機制電價在陜西的落地政策。此外，在年中還針對部分售電公司利用信息差、假合同等手段牟取暴利的現(xiàn)象建立了批零價差超額收益分享機制，要求售電公司月度平均度電批零價差高于0.015元/千瓦時的部分，需與零售用戶按比例分享。
當前市場機制存在的問題
陜西轉入連續(xù)結算試運行近一年來，整體運行較為平穩(wěn)，取得了很多成績，但也暴露出了一些仍需完善之處，整體可概括為“三需優(yōu)化”，一是行政調控與市場自主的平衡需優(yōu)化，如在保障地方環(huán)境時，對市場主體自主決策的引導性有待加強；二是短期穩(wěn)定與長期發(fā)展的統(tǒng)籌需優(yōu)化，部分政策在維護轉型過渡期平穩(wěn)的同時，對價格形成過程有所扭曲；三是信號引導性與操作便利性的協(xié)同需優(yōu)化，部分規(guī)則在簡化操作流程時，對成本支撐等考量不夠充分，在結算環(huán)節(jié)存在一定設計缺失，使得價格信號難以真正傳遞。具體如下：
行政調控與市場自主的平衡需優(yōu)化
電力現(xiàn)貨市場運行中，行政與市場的協(xié)同適配仍有提升空間，需在政策目標與市場建設間進一步找準平衡點，應盡可能以市場手段引導資源配置達成目標，減少場內干涉情況。
一是行政手段干預機組啟停。陜西為改善關中地區(qū)空氣質量，以“關中控煤”政策為核心，在《陜西電力現(xiàn)貨市場交易實施細則（連續(xù)結算試運行V1.0）》第7.4條規(guī)定，“關中控煤”期間執(zhí)行陜北、陜南火電機組“能開盡開”、關中火電機組“應停盡停”的差異化啟停原則。對該期間造成的停備又設置了統(tǒng)調火電發(fā)電收益雙向補償費用，根據(jù)電煤價格與結算價格的高低在發(fā)電側內部進行費用調劑。該規(guī)則未考慮機組發(fā)電成本水平，僅以地域和煤耗作為啟停依據(jù)，導致關中部分高效低耗火電機組因政策限制被迫停機，而陜北、陜南部分高成本機組卻獲得政策性發(fā)電機會，不符合市場競爭規(guī)律，造成一定程度的能源利用效率浪費。
二是代理購電未參與市場。陜西細則規(guī)定電網(wǎng)企業(yè)代理的工商業(yè)用戶、部分新能源場站及小電源，以 “不報量不報價” 的 “價格接受者” 身份參與現(xiàn)貨偏差結算，而售電公司和批發(fā)用戶以 “報量不報價” 方式在日前申報需求曲線，兩類主體待遇差異損害了市場公平性，會使出清價格出現(xiàn)一定程度的失真。
短期穩(wěn)定與長期發(fā)展的統(tǒng)籌需優(yōu)化
電力現(xiàn)貨市場的長期發(fā)展，是一個發(fā)現(xiàn)問題解決問題從而推動電力結構轉型的過程，當前因側重保障短期電價平穩(wěn)，對市場長期功能發(fā)揮造成了一定制約。
一是人為劃分價格峰谷時段。省相關主管部門直接劃分峰谷時段、設置價格限價，未讓市場主體通過分時段交易自主形成電價，與實際供需關系可能產(chǎn)生錯位。
二是人為框定價格波動區(qū)間。將市場申報、出清價格上限設定為1000元/兆瓦時、下限設定為40元/兆瓦時。
兩者共同導致價格信號部分失靈，在用電高峰時無法通過高價格激勵發(fā)電企業(yè)增出力，在用電低谷時無法通過低價格引導用戶填谷，雖可保障短期內電價的相對平穩(wěn)，但無法真實反映市場供需關系，不利于長期規(guī)劃。
信號引導性與操作便利性的協(xié)同需優(yōu)化
電力現(xiàn)貨市場的有效運轉，核心是保障價格形成與真實供需關系的強相關性，并借助價格信號精準引導配置資源，當前因處于市場過渡轉型期，部分規(guī)則為操作便利，仍殘留計劃時代痕跡，在結算環(huán)節(jié)對價格信號造成了一定扭曲，使得信號未真正得到傳導。
一是基準電價未經(jīng)成本監(jiān)審，采用“前一月燃煤火電企業(yè)省內中長期年度、月度、月內交易加權平均價乘以浮動系數(shù)，四舍五入保留兩位小數(shù)”的方式計算，未納入成本測算，在煤炭價格波動時易造成發(fā)電企業(yè)利益受損。
二是發(fā)用兩側中長期結算基準不統(tǒng)一。發(fā)電側與用戶側采用不同參考點電價，不符合《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》要求，模糊電能“位置特性”，不利于電源規(guī)劃與區(qū)域供需平衡。
三是補償費用分攤主體錯位?！瓣P中控煤” 期間的統(tǒng)調火電收益雙向補償和機組運行補償兩項費用，分別由統(tǒng)調火電機組和全體發(fā)電側分攤，未按“誰受益、誰承擔”的市場原則疏導至用電用戶，導致費用承擔主體與受益主體脫節(jié)，可能加重發(fā)電企業(yè)成本負擔。
四是超額獲利回收機制過度約束。對新能源、燃煤機組、用戶等設置偏差獲利回收機制，同時對批發(fā)用戶和市場化火電企業(yè)還設置了 “年度中長期簽約比例達80%”的標準，未達標則回收超額收益，限制了市場主體自主交易空間，降低了市場流動性，此外未充分考慮新能源出力受自然條件影響的 “天然波動性”。
五是無合同電量結算標準仍需優(yōu)化。當前陜西市場發(fā)電側無合同電量按同類型電源當月實時所有時點節(jié)點電價加權均價結算，用戶側則按當月實時市場出清加權均價的1.5倍懲罰性結算，該結算標準的形成依據(jù)缺乏合理性。
針對已暴露問題的市場完善建議
要解決陜西電力市場“三需”問題，核心是轉變政府調控思路，從機制設計之初即減少行政干預，樹立市場思維，以市場手段實現(xiàn)激勵相容。具體提出以下幾點建議：
市場手段替代行政干預，落實公共政策目標
針對“關中控煤”強制干預機組啟停的問題，不應再以地域劃分的粗暴行政命令決定機組啟停運行，而應轉向滿足激勵相容的市場化引導。比如通過補貼、稅收等場外經(jīng)濟激勵機制引導高煤耗機組自愿降低出力，既實現(xiàn)控煤改善空氣質量目標，又不違背市場競爭規(guī)律。同時，要嚴格按《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號文）、《關于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關事項的通知》（發(fā)改辦價格〔2021〕809號）要求，將各類主體納入統(tǒng)一市場，避免部分主體錯失交易機會，推動代理購電與市場化用戶共同參與出清。
價格形成減少人為干預，反映市場真實供需
取消省相關主管部門劃定的峰谷時段和價格浮動比例，由市場主體通過分時段交易自主形成分時電價，體現(xiàn)電能的時間價值；同時放開價格上下限，放寬報價和出清價格的波動空間，反映出真實的發(fā)電成本，通過價格傳導體現(xiàn)供需關系，引導削峰填谷。
費用結算依據(jù)實際情況，保障市場主體利益
要針對當前結算機制中的問題進行修正，確保價格信號真正傳導至市場主體，從而誘導資源配置，達成激勵相容。首先，在基準電價方面，應重構計算邏輯，將成本監(jiān)審作為基準電價形成的重要依據(jù)，避免煤價波動時對發(fā)電企業(yè)造成利益損害。其次，要盡快明確發(fā)用兩側中長期結算參考點，消除結算偏差，體現(xiàn)電能的位置價值。對齊發(fā)用兩側出清顆粒度，用戶側需同步采用發(fā)電側96點（15分鐘/點）結算，避免因發(fā)用側基礎不一致產(chǎn)生不平衡資金。再則，機組運行補償費用不應讓發(fā)電側單獨分攤，而是按“誰受益誰承擔”原則，疏導至用電用戶，滿足136號文不得向新能源發(fā)電企業(yè)攤派不合理費用的相關要求。此外還應盡早取消超額獲利回收機制，陜西省電力結構已從火電主導轉型為新能源主導，新能源發(fā)電受光照、風力等自然條件影響，出力存在天然波動。超額獲利回收機制忽視了新能源出力偏差的客觀必然性，壓縮其合理利潤空間，不利于新能源大規(guī)模并網(wǎng)消納及電力結構轉型的順利推進。最后應對非合同電量的結算標準進行仔細審議，按國家方面的相關統(tǒng)一標準執(zhí)行。
電力體系改革的核心，是轉工程師思維為經(jīng)濟學家思維，要充分釋放電力現(xiàn)貨交易發(fā)現(xiàn)價格的作用，再以價格去引導市場的轉變，達成社會福祉的最大化。在這個轉型的過程中，難免會走得磕磕絆絆暴露出各種各樣的問題，陜西當前的問題，本質是轉型期行政調控與市場規(guī)律、短期穩(wěn)定與長期發(fā)展的正常磨合，而非改革方向的偏差。作為傳統(tǒng)火電大省，陜西主動打破能源結構路徑依賴，僅用數(shù)年便實現(xiàn)可再生能源裝機占比超50%的歷史性突破，展現(xiàn)出充分的改革魄力。同時依托完善的跨省輸電網(wǎng)絡，在保障區(qū)域電力供應的基礎上，為全國能源資源優(yōu)化配置提供了重要支撐。千淘萬漉雖辛苦，吹盡狂沙始到金，相信隨著后續(xù)規(guī)則的進一步完善，陜西將持續(xù)發(fā)揮能源基地優(yōu)勢與市場改革經(jīng)驗，推動電力市場更好適配高比例新能源格局，為電力市場改革與新型電力系統(tǒng)建設提供更具價值的“陜西方案”。
