2025年11月，四川、重庆、青海三地电力现货市场转入连续结算试运行，标志着我国省级电力现货市场已基本实现全覆盖，全国统一电力市场建设取得重大标志性成果。在完成市场建设的基础布局后，省级电力现货市场运营的核心任务将转向充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，在保障电网安全稳定运行的前提下，实现社会福利最大化。

党的二十届四中全会提出坚持有效市场和有为政府相结合，为省级电力现货市场的完善提升指明了方向。市场并非万能，在市场机制尚不健全或出现失灵时，政府应适时介入，以维护公平竞争、提升运行效率并保障公共利益。在市场建设初期，适度的政府干预具有必要性。然而，随着市场机制逐步成熟并发挥作用，政府应有序、适时地调整角色，逐步退出直接干预，转向规范监管与制度保障。此外，政府干预的边界和尺度，应以不干扰市场正常竞争秩序为前提，并在实践中持续优化、动态调整，推动形成市场机制有效、政府监管有力的良好格局。

峰谷分时电价对市场运营和频率安全的不利影响

上世纪80年代，北京、上海率先试点峰谷分时电价政策。2003年，国家发改委首次提出在全国范围内推行该政策，并于2021年要求全面执行。该机制根据电网负荷变化将一天划分为不同时段并实行差异电价，旨在运用价格杠杆调节用户用电行为，使其更好地匹配发电资源与电网承载能力。

在政策实施初期，其主要目标是延缓电力投资、缓解供需矛盾。近年来，随着新型电力系统建设不断推进，目标已由单纯保障供应转向兼顾保供与促进新能源消纳。在省级电力现货市场建立之前，峰谷分时电价政策较好地适应了电力系统的发展需要，为优化电力资源配置、提升电网保供和保消纳能力发挥了重要作用。即使在现货市场初步建立但尚未完善的阶段，该政策仍对电网运行具有积极意义。

然而，在省级电力现货市场逐步完善之后，峰谷分时电价机制的不适应性日益显现，已成为影响电力市场运营效率和电网频率安全的突出问题，亟待统筹解决。

对电力现货市场的不利影响

首先，目前在省级电力现货市场，无论是日前市场还是实时市场，均是以15分钟为出清周期（个别省份实时市场以5分钟为出清周期），也就是说，现货市场至少每15分钟就有一个出清价格信号，而峰谷分时电价通常以小时为划分单位。在价格信号精细度方面，峰谷分时电价远不如市场出清电价。

其次，市场出清电价是发电侧和用户侧双边竞价的市场结果，最能反映发用电双方的市场意愿，也是以社会福利最大化为目标的优化结果。而峰谷分时电价的峰谷平时段划分和各时段电价均是人为提前设定。这种人为设定在电力现货市场运营之前是科学有效的，因为在目录电价体系下，用户侧负荷缺乏价格弹性，发电侧新能源因占比小影响也不大。换句话说，在目录电价体系下，发电和用电行为的确定性非常强，再加上电网运行方式的强计划性，对用电需求提前进行规划调整是确实可行的，也是行之有效的。但是在电力现货市场运营之后，电网运行边界条件变得高度不确定，峰谷分时电价人为设定失去了准确性基础，准确划分峰谷时段和科学设定各时段电价在理论上已经成为不可能。以峰谷时段划分为例，由于外购电数量不同、新能源发电波动性、用电负荷对电价响应等多因素影响，在市场环境下用电负荷的峰谷分布时段已不再固定，而是随着市场边界条件的变化而变化，例如在划分的峰时段有可能是出清电价的低谷，此时套用峰时段的高电价非常不合适，直接扭曲了市场电价信号，对用户的用电行为发出了错误的激励信号，本来市场出清电价是鼓励用户多用电，但是峰谷分时电价却用高电价迫使用户少用电，这种人为干预信号与市场出清结果的背离对市场运营效率的影响是颠覆性的。峰谷分时价格的设定同样如此，由于负荷价格弹性系数不确定，峰谷分时电价的人为设定缺乏科学基础。尽管各省份加大了对峰谷分时电价调整的频度，但这只是治标不治本，提前准确设定峰谷分时电价几无可能，而不准确的峰谷分时电价导致的峰谷负荷转移偏差量必将对市场运营产生扰动。

再次，峰谷分时电价的实施在电力用户之间形成了新的交叉补贴。该政策下产生的月度损益由全体工商业用户共同分享或分摊，这意味着该电价机制并未创造额外的社会福利，而仅是在用户之间进行利益再分配。本质上，未响应峰谷分时电价的用户实际上为响应的用户提供了价格补贴，且这种补贴对补贴方而言是非自愿的，补贴方对补贴力度也无权置喙。相比之下，在市场化电力交易中，出清电价由发电方和用电方通过报价共同形成。一旦成交，即表明双方的市场意愿均得到满足，用户的用电自主权受到尊重。例如，在高电价时段，用户若选择以高价用电，属于自愿行为，所支付的电价直接对应发电机组，并不会在用户之间引发交叉补贴。

综上，从市场运营角度分析，无论是电价信号精细度、准确性还是市场公平性方面，电力现货市场出清电价均完胜峰谷分时电价。如果在市场运营的同时执行峰谷分时电价，可能会扭曲市场出清电价，造成市场供需关系失真，进而影响市场运营效率，甚至会构成不当干预市场的实证。需要指出的是，目前大多数省级电力现货市场出清电价并未有效传导至负荷侧，用户无法对出清电价进行实时响应，即使在这种情况下，峰谷分时电价仍然具有重要的保供保消纳作用。

对电网频率安全的不利影响

在峰谷时段切换时刻，电价弹性系数高的敏感用户集中改变用电行为，造成用电负荷在短时间（通常为新时段第一分钟）内发生突变，如果缺少平时段过渡，由谷时段直接转峰时段或者由峰时段直接转谷时段，这种负荷突变现象尤其明显，对电网频率安全形成了实质性威胁。系统规模较大的单个省份负荷突变量就可高达数百万千瓦，再考虑同一区域交流电网其他省份峰谷时段切换时刻可能存在重叠，这个数量级别上的负荷扰动冲击已经成为亟待解决的频率安全现实难题。以最高负荷为2亿千瓦的区域电网为例，其K值（系统单位频率调节功率）取最大负荷的1%，即200万千瓦/0.1赫兹，那么理论上400万千瓦负荷扰动可造成的频率波动为400÷（200/0.1）=0.2赫兹，这个频率波动值已达电网正常运行允许频率偏差范围的上限。

峰谷时段切换时刻均出现频率突变，频率质量呈下降趋势。在每日峰谷时段切换的典型时刻：00∶00、08∶00、11∶00、13∶00和22∶00，电网频率均出现了突变，变化规律为峰时段转谷时段由于负荷激增出现低频，谷时段转峰时段由于负荷激减出现高频。近年来，各省份对峰谷分时电价进行了精细化改进，其一细化了峰谷时段划分，部分省份峰谷时段高达8段；其二拉大了峰谷分时电价差，特别是在设定尖峰电价和深谷电价之后。这两个改进方向均在一定程度上加大了峰谷分时电价对电网频率安全的不利影响，前者增加了峰谷时段切换时刻，也就是增加了负荷突变的时刻数量，而后者增加了单个时刻点的负荷突变量。事实上，峰谷分时电价对电网频率安全的不利影响不仅是理论上的分析，而是已经反映在电网频率质量的统计数据上，频率不合格点数、一分钟频率偏差均方根值等频率质量核心指标均呈现下降趋势。

解决峰谷时段切换时刻的频率突变问题代价较高，主要原因在于其两个显著特征：一是突变持续时间短，主要集中在新时段开始的第一分钟；二是负荷突变量大，远超正常负荷波动水平。因此，应对此类频率突变需要调用大量的灵活性调节资源。传统火电机组的自动发电控制功能在此情况下作用有限，必须依赖抽水蓄能、储能等优质快速调节资源。在电力市场环境中，解决该问题的经济合理性常受质疑。为解决新能源波动性问题调用灵活性调节资源可以减少弃风弃光，而为解决峰谷时段切换时刻频率突变问题调用灵活性调节资源在社会福利方面是没有收益的，本质上是为解决人为扰动问题买单。对比来看，在没有实施峰谷分时电价的市场运行机制中，这类人为导致的负荷突变并不存在。同时，只要优化计算收敛，就表明中标的调节资源足以满足系统整体的调节需求，无须针对时段切换安排额外的调节资源。

笔者认为，省级电力现货市场投入运营后，继续保留峰谷分时电价弊远大于利，尽快取消已是当务之急。笔者理解，取消峰谷分时电价可能遭到相关利益方的反对。例如，对储能投资者而言，峰谷电价机制提供了稳定可靠的盈利模式，几乎不存在投资风险。然而，在市场化环境中，投资行为本身即应承担相应风险，完全无风险并不符合市场原则。因此，峰谷分时电价适时退出，正是顺应市场规律的必然选择。值得一提的是，近期发布的《国家发展改革委 国家能源局关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2025〕1502号）明确提出，原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价，陕西等电力交易中心也发布提示，2026年市场化用户分时电价不再执行峰谷浮动政策，这无疑是市场改革的正确方向。但是目前在省级电力现货市场，用电侧改革进展相对缓慢，能够直接参与市场的用户占比较小，绝大多数工商业用户仍得执行峰谷分时电价。

新能源机制电量不参与中长期交易和日前市场不利于市场运营

国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称136号文）提出，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，并要求各地在2025年底前出台并实施具体方案。自2026年1月起，新能源将与其他经营主体一起，公平参与电力市场交易，标志着从此在市场竞争中新能源不再有特殊性，而是与其他竞争者待遇相同。

新能源发电（如风电、光伏等）具有绿色、环保、无碳排放的特性，可为整个社会带来环境效益，因而具备经济正外部性。根据经典经济学理论，市场机制自身难以解决经济正外部性问题，通常需要政府通过补贴等政策手段在场外进行调节。市场运行的核心原则是公平，即所有经营主体地位平等，市场规则不应设置差异条款，从而保障公平、高效的竞争环境。在公平竞争的条件下，各类电源同台竞争，通过优胜劣汰实现最优市场效率，并最终实现社会福利最大化。若政府认定某种电源因其经济正外部性需要扶持，则应在场外通过政策补贴等方式进行支持。136号文提出建立市场外的差价结算机制，正是对这一原则的贯彻：在保障市场内公平竞争的同时，将政策性补贴安排在场外执行。该机制明确了“市场竞争”与“场外补贴”相互独立、互不干扰的运行框架，既契合新能源全面参与市场交易的发展趋势，也为新能源的长远健康发展奠定了坚实的政策基础。

然而美中不足的是，136号文第三章第（六）条规定“对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算”。这意味着新能源机制电量只能参与实时市场结算，不能参与中长期交易和日前市场结算。如果新能源参与了中长期交易和日前市场，那么在结算时必须在中长期交易电量和日前市场中标电量中将机制电量扣除，这在各省份机制电量实施细则中均有所体现，而这正是值得商榷之处。诚然，允许机制电量参与中长期交易和日前市场，意味着机制电量既要参与市场内相应的差价结算，又要参与市场外的差价结算，多个差价结算之间可能存在套利空间，不利于新能源入市的风险控制。但是站在新能源经营主体的角度考虑，这种市场风险是经营主体自身应该承担的，存在套利空间并不能保证正收益。是否参与中长期交易和日前市场是新能源的自主选择权，不应该受到场外补贴政策的影响。站在更高的角度分析，机制电量不参与中长期交易和日前市场，使得新能源与其他电源市场地位不再平等，违反了市场最重要的公平性原则。一个经营主体地位不平等的市场，其市场竞争有效性将受到根本性质疑。

再简要分析一下，新能源机制电量不参与中长期交易和日前市场的市场影响。对中长期交易而言，机制电量不参与意味着发电供给减少，可能会导致交易电价上升。对日前市场而言，理论上其是发用电双方自愿参与的非全电量金融市场，机制电量不参与原本不应有大的影响。然而，目前在国内省级电力现货市场中，日前市场实质上是全电量参与的准物理市场。此时若机制电量不参与交易，同样会导致发电供给减少，再加上负荷侧普遍采用“报量不报价”的方式，使得负荷侧对出清电价缺乏议价能力，两者叠加可能导致日前市场出清电价出现较大幅度上升。

综上，笔者认为，机制电量参与中长期交易和日前市场可能导致的市场套利问题，可以通过调整场外补贴力度的方式解决，简单地用场外补贴政策干预市场正常运行可能不是一个好的解决办法。据了解，个别省份例如上海已经争取到试点政策，新能源机制电量在上海电力市场可以参与中长期交易和日前市场，希望这个试点政策可以尽快在其他省份推广，为迎接即将到来的新能源全面入市营造更好的外部政策环境。