当前我国电力交易体系中，主要包括发电企业、售电公司、电力用户三大传统主体，以及储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体，共同推动电力资源配置的市场化进程。
谁可以参与电力市场？
简单来说，在电力交易机构完成主体注册、满足技术条件审核并通过市场准入评估后，均可参与电力市场交易。当前我国电力交易体系中，主要包括发电企业、售电公司、电力用户三大传统主体，以及储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商等新型市场主体，共同推动电力资源配置的市场化进程。
截至2024年底，全国电力市场经营主体数量增至81.6万家，同比增长8.9%。发电侧燃煤机组已全部入市，超半数新能源及部分气电、核电、水电参与交易；用户侧除居民农业外，工商业用户实现全覆盖，新型储能和虚拟电厂等新型经营主体蓬勃发展。多元主体有序参与的市场格局逐步形成。
多元主体是电力市场建设重要特征
回溯2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》出台，如一声春雷划破电力市场计划体制藩篱，拉开了电力市场从“统购统销”向“多元竞争”转型大幕。
随着电力市场化改革的逐步深入，我国已初步形成空间上覆盖省间、省内，类型上覆盖批发、零售，时间上覆盖年度(多年)、月度、月内、日前、日内(实时)，品种上覆盖中长期、现货、辅助服务、合同、绿电绿证、容量补偿的全市场体系，为各类经营主体参与电力市场提供了公平市场环境和多元交易品种的选择。
传统的电力市场格局逐渐被打破，一批新型经营主体加速入市。从《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力；到《电力现货市场基本规则(试行)》明确经营主体包括分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体；再到《电力市场运行基本规则》首次细化包括储能在内的新型经营主体注册与交易流程……多项政策层层递进，逐步完善，构建起新型主体参与电力市场的制度框架。
在国家政策的指引下，多个省份纷纷出台政策文件，为新型主体参与电力市场提供了明确的制度保障。10年间，我国电力市场经营主体数量从4.2万家增加至81.6万家，增长近20倍。新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体如雨后春笋般涌现，它们灵活响应市场信号，参与电力的生产、存储和消费，为电力市场注入了新的活力，提高电力系统的灵活性和稳定性。
电力现货市场通过市场化方式形成分时价格信号，反映电力供需关系和系统运行成本，既是电力市场体系的关键环节，也是难点所在。目前，25个省内市场均已开展现货交易，其中7个实现正式运行，其他十余个省份也将在年内实现连续结算运行。
“竞争性市场的一个关键条件就是市场内要有众多的买方和卖方。”自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉向《中国能源报》记者指出，从当前已运行现货市场的省份实践来看，多主体参与的现货市场通过充分竞争形成有效的分时价格信号，切实引导火电、储能、可调负荷等各类经营主体积极参与削峰填谷，不仅有效促进新能源消纳，也对缓解高峰时段电力供应压力发挥了重要作用。
从总体来看，现货市场的建立健全，使得各类主体能够依据价格预测，更灵活地调整发电、用电和交易策略，并通过利用日内分时价差、日前与实时市场价差，以及现货与中长期合约之间的多尺度价差，有效提高收益。比如，售电公司可借助精准的气象和负荷预测，预判实时价格走势。若预测实时价格低于日前价格，即可在日前市场减少申购电量，转而在实时市场以更低价格补购，以更低成本履行对下游零售用户的原有售电合约；对储能企业而言，现货市场形成的峰谷价差构成了其核心盈利来源；而虚拟电厂和负荷聚合商也得以突破过去依赖少量邀约型需求响应的收益限制，通过参与现货市场实现常态化、持续化的商业运营。
激发不同规模、不同类型主体的效率
在推进全国统一电力市场建设进程中，如何激发不同规模、不同类型主体的效率，同时兼顾公平？
业内人士坦言，各类经营主体在现货市场中有着不同的需求和利益诉求，相关政府部门应加强对主体经营行为合规性的监管，减少直接干预具体的交易价格与交易量。
黄辉认为，电力市场应通过价格信号引导、分层市场设计，来激发不同规模、类型主体的效率。如在分层设计上，引导大型发电企业、大用户通过规模化直接参与批发市场降低成本、提高交易效率；中小型分布式能源和用户侧资源，为其设计灵活性的交易模式。在公平性方面，一方面，对多元主体应无歧视准入，相应的交易信息(如历史供需数据、交易量价)对经营主体公平开放；另一方面，对在同类型市场中的主体(不同类型发电商、不同规模用户)执行统一的技术和考核标准、安全要求和交易门槛，避免“双重标准”。
国网能源研究院新能源研究所正高级工程师时智勇向《中国能源报》记者指出，储能、虚拟电厂等新型经营主体参与市场尚未实现在各省的全覆盖，反映各类经营主体价值的价格机制仍需进一步完善，适应“双高”电力系统的交易品种需要进一步丰富。
中小用户和分布式发电是电力市场的重要组成部分，近年来，在政策的引导下，其参与市场的进程不断加快。然而，由于数量庞大、类型多样、布局分散、单体规模小等特点，中小用户和分布式发电直接参与市场交易仍面临诸多实际困难。
“电力市场交易具有标准的操作流程，大量中小用户、分布式能源不具备独立参与市场的能力，无专职市场交易人员，给交易组织带来挑战；中小用户交易电量小，议价能力低，参与市场后偏差调节能力不足，面临较大的考核压力，承担更大的市场交易风险；为适应指数级增长的用户数量，需要投资建设与市场规模相配套的调控系统、信息通信系统、升级交易平台和出清系统等，相关成本最终将通过电价进行传导，一定程度上带来成本的上升。”时智勇认为，通过聚合商、售电公司、虚拟电厂等路径，聚合中小用户、分布式能源参与市场适应当前我国市场环境的现实要求，也符合客观规律。
黄辉同样认为，不同规模、主体的分布式项目“可观、可测、可调、可控”能力存在较大差异，不具备直接参与现货的准入条件。分布式能源尚未像集中式电站一样参与辅助服务等考核，直接参与市场时公平承担的责任和义务边界有待明确。且项目多位于35千伏及以下电压等级，而现有现货市场出清节点通常设置在220千伏，导致真实的位置信号与阻塞成本无法在市场价格中充分体现，需要探索电力现货市场出清节点向更低电压等级延伸。建议规模较小的用户、分布式能源通过零售市场或虚拟电厂、聚合商间接参与电力现货市场，有效降低交易成本和交易风险。
进一步完善体制机制
今年是全国统一电力市场初步建成的冲刺之年，应以清晰的发展目标为导向，推动多元主体、多维度协同配合，凝聚发展合力。
“目前的电力市场设计离真正还原电力的商品属性尚有距离。”盈术华亮公司总经理张骥向《中国能源报》记者举例，比如用电侧没有真正实行节点电价，从而无法实现电力在不同空间中，因供需(或阻塞)不同形成差异化价格，这对于离电厂较近的用户不够公平。交易规则中，强制高比例中长期要求和价格波动范围远低于现货，造成中长期价格与现货价格背离，这助长了市场投机情绪，背离了压舱石的初衷。此外，未按照电网平衡区设计辅助服务交易地点，致使不同平衡区中辅助服务资源的稀缺性无法通过价格信号传导给相关经营主体。长期来看，必将影响虚拟电厂等灵活性资源的投资、建设，无法实现新能源发电的高比例消纳。
国家层面已经明确了电力市场建设目标，各省要加快本地规则的制订修订，出台实施细则并推动落地。根据需要丰富交易品种，完善按价值付费的价格机制。不同主体可以提供电量价值、调节价值、容量价值、绿色价值等，价格机制既要充分反映不同类型的价值，也要反映不同效果的价值，依托价格信号引导资源优化配置。
时智勇建议，一方面，要进一步推进有为政府与有效市场相结合。当前能源供应形势错综复杂，极端天气和自然灾害频次高、周期长、影响范围大，新能源常态化大规模高比例并网，电力保供和促消纳相互交织，给电力市场运营带来极大挑战，国外已发生多起市场失灵带来的能源电力供应紧张事件。我国仍处于全国统一电力市场体系建设完善阶段，需要充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，同时要更好地发挥政府作用，有形之手和无形之手相结合，维护市场秩序、弥补市场失灵，共同防范和应对市场风险。
另一方面，要进一步推进政策与市场协同。随着我国“双碳”目标加快推进、新型电力系统建设步伐提速，国家在提升电力系统调节能力、推动新能源市场化交易、扩大消纳责任权重责任主体范围、开展绿电直连等方面出台了多项政策，对电力市场建设提出了更高要求。要进一步做好顶层设计，发挥政策引导作用，加强市场与政策衔接，稳定电量容量供需基本盘，提升可再生能源发展预期，在全国统一电力市场体系下，因地制宜，满足差异化市场建设需求。
黄辉指出，在参与主体方面，分布式能源、虚拟电厂尚未真正参与到诸多省份的现货市场运作中，相应的准入标准、计量规则和结算机制仍需明确。在市场品种衔接方面，调频、备用等辅助服务与现货市场的联合出清机制仍需深化完善。此外，在省间现货市场与省级现货市场之间，也需进一步明确交易边界、主体准入条件和价格衔接机制，以推动市场整体高效协同运作。
版面欣赏
《中国能源报》2025年9月1日第6—8版
文丨本报记者卢奇秀配资代理平台
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