据储能界了解到，改革开放以来，我国逐步探索开展电力市场化改革，为以电力现货市场为核心的新一轮电力体制改革奠定了基础。在新电改与新型电力系统建设的双轮驱动下，市场顶层设计不断完善，电力现货市场建设不断加快，电力商品属性被逐步还原并细化，电力市场体系与电价结构逐渐完善，各类电源在系统中的功能定位发生转变，在市场价格的引导作用下，各类型电源装机结构占比也在调整优化，全国统一电力市场体系的机制空缺正在慢慢补全，电力行业随着电力市场体系的完善在高质量发展之路上稳步迈进。
电力市场顶层设计更加完善
中发9号文揭开了电力行业新一轮体制机制改革序幕，以现货市场建设为核心的电力市场化加速推进。2022年2月21日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号），要求跨省跨区送电、全部工商业用户参与现货市场，加快推动包括新能源在内的各类型电源参与现货市场，电力现货市场供给侧与需求侧参与主体逐步完善，“全电量”现货市场逐步确立。近一年来，国家相继发布了《电力现货市场基本规则》《关于建立煤电容量电价机制的通知》《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》三个重磅文件，分别完善规范了电力现货市场、容量补偿机制、辅助服务市场的定价机制。国家发改委2024年第20号令《电力市场运行基本规则》规定了“电力市场交易类型包括电能量交易、电力辅助服务交易、容量交易等。电能量交易按照交易周期分为电力中长期交易和电力现货交易。”至此，我国市场环境下电力商品“电能量+调节+容量”的电价体系正式确立，市场建设顶层设计实现了具象化，符合党的二十届三中全会提出的“完善有利于推动高质量发展的体制机制”的重要任务方向。
在市场体系顶层设计的框架下，电网企业、发电企业以及电力用户的运营模式均发生根本性变化。
电网企业处于自然垄断地位，在计划体制下，电力商品的输电配电以及销售环节基本全部通过电网企业实现，电网企业以上网电价和销售电价的价差作为收入来源。市场化改革之后，电网企业盈利模式发生改变，按照发改办价格〔2021〕809号文要求，电网企业按照代理购电模式代理用户向市场买电，并非直接向用户售电，并按照政府核定的输配电价收取过网费，输配电价按照“固定成本+合理收益”进行单独核定，电网企业由集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的职能定位转向主要从事电网投资运行、电力传输配送，负责电网系统安全。电网企业职能不仅进行重新定位，更被要求不断提高服务水平并降低用户用电成本。
在市场化改革之前，发电企业的主要职责是保障电力供应稳定和安全，更多关注的是建设和生产，营销方式主要依靠国家保障性收购，由电网统购统销。企业主要采取垂直垄断的计划经济管理模式，一切服务于生产，“发一度电赚一份钱”，因此主要以发电量作为考核指标。随着电力市场的加快建设，电力商品定价机制由政府核定转为由供需定价，发电量也从取决于电网调度转变为由市场竞争确定，发电企业的经营思维也同步发生转变，“多发电并不意味着多赚钱”的概念得到普及。发电企业从传统的车间型管理转变为以市场为主导的现代化管理模式，需要从之前的“守株待兔”转向主动出击到市场中寻找资源的盈利模式。从传统的生产对标转化为市场对标，激发了发电企业竞争活力，发电生产经营的效率有较大提升，有效解决了发电企业“大而不强、快而不优”的发展问题。
对于电力用户，固定的工商业目录电价已经取消，改为“随行就市”的购电模式。电力用户的电价构成在不断细化，按照发改价格〔2023〕526号文件要求，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。因此，电力市场化既带来了电价下降的希望，能够满足电力用户降低用电成本的诉求，同时也引入了新的机遇与挑战，电力用户不再仅是被动接受电价的消费者，而是能够在市场竞争中快速转变角色，积极参与到电力交易相关规则的执行中。电力用户对外需要与发电企业直接开展协商、集中交易，通过中长期合约锁定市场价格避免大幅波动风险，对内则通过专业手段进行市场分析及预测，并根据预测结果高效合理安排用电，以达到降低用电成本、提升用电效率的目标。所以，在电力市场建设背景下，一方面电力用户通过与发电企业竞争，激励发电企业提升服务质量、让出市场红利，提升市场运行效率；另一方面，电力用户通过响应市场价格，能够积极主动参与系统调节，降低电网企业电力保供与新能源消纳压力，能够推动新型电力系统的早日建成。
电力市场建设取得巨大成效
从当前发布的各项政策来看，国家层面已逐步完善与电力商品各细分价值对应的“电能量+辅助服务+有效容量”电力价格体系，电力商品定价更加精细，为新一轮电力市场体系的建设指明了方向。当然顶层设计与具体落实总是存在一定的时间差，虽然顶层设计比较完善，但是要真正全面建成全国统一电力市场体系还需要一段时间。纵观电力市场化改革历程，我国在电力市场建设方面取得了巨大成效。
电力现货市场形成引导供需的价格信号
最初我国电力现货市场建设遵循“试点先行”原则，设立了第一批八个现货建设试点地区，从最初的规则设计，历经系统建设、模拟系统、实际调电以及最终的实际结算，其中运行时间从最开始的一天、三天、一周、一个月等，直到最后的长周期不间断连续试运行，目前，山西、广东、山东、甘肃现货市场均已转为正式运行，几乎每天都有半数以上省（市、区）在同时运行现货市场。
现货市场均采用全电量出清加节点边际电价的市场模式，在日前市场和实时市场，每15分钟形成一个节点边际电价。随着现货市场的持续运行，电力现货市场形成能够有效反映供需和成本变化的价格信号，即在新能源过度充裕的时段市场出清为低电价或地板价，在负荷供应紧张的时段市场出清为高电价或天花板价。根据连续运行的广东、山西、山东、蒙西、甘肃五个现货市场2023年市场出清价格情况来看，市场价格达上限、下限累计时长分别为2654小时、424小时。实时变化的价格信号有效地激励发电侧顶峰发电和低谷调峰、引导用户侧调整用电模式、驱动储能侧适时执行充放电，现货市场实质性地促进了新能源消纳和电力保供。
辅助服务市场促调节激励效果明显
在2002年经过“厂网分离”之后，发电企业走向多元化经营，并且在彼此之间逐渐产生竞争关系，为了减少辅助服务在各发电企业、各发电厂之间的矛盾，2006年开始建立辅助服务计划补偿机制，按照“谁提供，谁受益”的原则进行固定价格的补偿，由于当时辅助服务费用体量较小，产生的费用仅在发电侧之间分摊。而随着新能源的发展，系统调节资源逐渐短缺，固定补偿机制难以适应新型电力系统建设，我国开始探索建立市场化的电力辅助服务价格机制，并且独创了国内特有的调峰辅助服务机制，积极进行辅助服务市场化的探索，通过市场竞争达到了促进新能源消纳、保证系统安全稳定运行的效果。
从全国情况来看，通过电力辅助服务市场建设，已经挖掘调节能力超过9000万千瓦，2022年全国辅助服务费用规模约为220亿元，2023年上升到约360亿元，通过市场机制激励效果明显。电力市场配套的辅助服务市场的特征包括：一是调频市场普遍开展，分地区来看，近乎20个省区开展了调频辅助服务市场，2021年南方区域调频市场开始启动运行，所覆盖的五个省份均通过市场机制为调频服务进行定价；二是现货市场取代调峰市场实现电力系统调峰功能，广东、山东、山西、蒙西、甘肃均在现货市场运行后取消了调峰辅助服务市场，其他大部分地区也在现货市场模拟运行时停止了调峰辅助服务市场运行；三是加强辅助服务与现货市场的衔接，山西、山东等省份规定了调频市场的机会成本补偿机制，上海电力现货市场选择将备用市场与电能量市场的联合优化模式，既能够得到整体最经济的出清结果，又能合理地反映当前系统备用与电能量的价格，南方区域市场设计也将通过调频约束、备用约束纳入到现货市场出清模型之中，现货市场与辅助服务市场衔接将迈出关键的一步。
容量电价机制不断探索落地
系统有效容量价值历来备受关注，山东率先建立了市场化容量补偿电价机制，在保持容量补偿费用总体水平基本稳定的基础上，根据山东电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考现货电能量市场分时电价信号，研究探索了基于峰荷责任法的容量补偿电价收取方式，同时提出了容量系数调整要求，采用市场化手段有效保证了发电容量的充足，为其他地区创新探索市场化容量补偿机制提供了样例。
近两年，各地因气候原因陆续出现的短时限电停电事件更是推动了容量电价政策的出台，并且在今年初煤电开始执行容量电价，正常情况下发电企业一台百万千瓦机组每年能够获得1亿元的容量补偿费用，部分煤电转型较快的地区可以提高到1.65亿元，目前容量费用已经纳入系统运行费向用户侧疏导，按照文件要求，2026年后，所有省（市、区）一台百万千瓦煤电机组每年至少都可以获得1.65亿元的容量补偿费用。
容量电价机制的推出可有效促进调节资源投资，全面优化系统电源结构，但是在一段时间后可能会造成调节资源的冗余配置。下一步还需要配合电力市场化进程，适时建立市场化的容量定价机制，完成容量电价机制由“计划手段”向“市场手段”转变，推动有效容量价值同质同价，通过市场手段引导有效容量的投资规划，促进电力市场体系的高质量发展。
市场环境重塑发电行业格局
所谓电力体制机制市场化改革，其中改变最大的就是电力商品价格机制，电力商品价格的改变叠加我国能源绿色低碳转型的战略目标，必然使得电力行业发生根本性的改变。
新能源参与电力现货市场交易是大势所趋
随着经济的发展以及人民对美好生活的向往，尤其是在“绿水青山就是金山银山”的生态理论指导下，新能源发电快速发展。2023年，以风电光伏为主的新能源发展实现“三连跳”，全国并网风电和光伏发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，于2023年底达到10.5亿千瓦，占总装机容量比重达36%，同比提高6.4个百分点，发电量同比增长23%，包含水电、核电在内的低碳清洁能源发电量占比已经达到34%，低碳清洁电源，特别是风光新能源已经成为我国主力电源。随着新能源成本不断下降，传统的管制电价模式已经难以有效按照成本加成的模式行政化地制定价格。电力市场应本着“技术中立”原则开展。虽然煤电、风电和光伏等不同类型电源的发电原理不同，但其向电力系统提供的电能（如1千瓦时的能量）是完全同质的，特别是考虑到新能源已经成为主力发电电源之一，因此不同类型电源在参与电能交易环节应采用相同的市场参与模式。从电网平衡的角度看，本质上分布式新能源与集中式新能源对增加电网调峰压力是完全相同的，另外，考虑到较多的整县光伏和工商业光伏采用了全部上网模式经营，未来分布式新能源也可参与电力市场竞争，与其他类型的电源一样，共同承担电力系统的平衡责任。
燃气机组等调节性电源作用凸显
在新能源等低碳电源发电量增速明显高于用户用电量需求增速时，必然会带来火电机组利用小时数的降低，同时由于新能源出力固有的波动性、随机性以及反调峰特性，使得为保持电力系统安全稳定运行所需的调节资源不断增多，因此火电机组正在由电量保障性机组向有效容量与调节能力并重的兜底保障性电源转变。在各类电源中，特别是和燃煤机组相比较，燃气机组综合能效高、污染排放少，启停调峰和爬坡速度快，固定投资成本小。电量少、调节能力强正符合燃气机组的发电特性，燃气机组的高质量发展迎来了新的机遇，爬坡能力强、调节速度快的优点在电力市场改革不断深化中得到充分体现。特别是随着新型电力系统建设的进一步提速，燃气机组可以凭借快速启动的优越性能进行频繁启停，起到高峰顶峰、低谷“深调”的作用。同时，燃气机组空气污染小，普遍建设在经济发达地区。但是燃机发电成本较高也是固有事实，市场价格难以覆盖生产成本，需要按照“场外因素不干预市场运行”的原则，给予适当的场外政策支持，通过有为政府与有效市场的结合来促进燃气机组的高质量发展，推动新型电力系统下电力市场体系的完善。
对储能电源的需求将通过市场价格来体现
新技术的发展带来了系统格局的变化，储能等新兴主体开始登上历史舞台，然而储能电源作为一种特殊的电源存在，本身并不具备发电能力，主要起到转移电力系统中发电与负荷的作用。一方面储能在低价时段将电力储存，在高峰时段将存储电力释放到系统中，通过峰谷价差获取收益，另一方面储能的动作可以改善系统供需形势、降低峰谷价差，因此当价差降低到一定程度后系统对储能资源的需求也将达到饱和，换言之就是储能资源的需求应通过市场价格信号进行反映。随着电力市场化改革的深入，市场价格信号将会更加清晰，引导投资决策的作用会逐步显现，储能发展技术路线也将通过市场竞争得以确定。抽水蓄能作为传统的储能技术，调节性能完全能够满足系统需求，并且与电化学储能相比，技术更加成熟、安全性能更高，最为关键的是抽蓄放电时长是电化学储能的两倍以上、成本约为电化学储能的30%~50%，若不同类型储能进行“同台竞技”，抽水蓄能或将凭借诸多优点而成为下一阶段储能投资的风口。
跨省跨区送电将由电量平衡转为电力平衡
在现货市场运行前，各省内电价基本稳定，跨省区送电方向明确，送电量按照各省“电量平衡”预测进行确定，已经形成了一套较为完善的“交易-运行-结算”流程。随着送端省份经济的发展，用户也在选择电价较低地区投资建厂，由“西电东送”转变为“源荷交互”，送电省份实际上已经没有能力按照原有的规划进行送电，2022年川渝缺电以及近年来的云南“电荒”都能印证此观点，在现货市场运行后，送受两端的价格在部分时段“倒挂”能够量化地体现送受两端的供需形势，所以在新形势下应呼吁新的保供互济机制，新型电力系统下的保供与互济应是精细化的、多方向的跨省跨区送电，即由“电量平衡”转为短时的“电力平衡”，在改善两端供需形势的同时，通过电力潮流的经济性流动来实现电力资源在更大范围内的优化配置，推动全国统一电力市场体系的早日建成。
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