【笃】行业观察|电力市场改革:从文件到落地——现货、辅助服务、绿电交易加速推进

电力市场改革喊了很多年，但“十五五”各省规划中透露的信号表明：改革正在从“纸面设计”走向“实质运行”。现货市场、辅助服务市场、绿电绿证交易、容量补偿机制等关键制度安排，正在越来越多的省份落地生根。

对能源企业而言，市场不再只是“政策文件里的概念”，而是直接影响收入和成本的真实变量。谁能率先读懂市场规则、优化交易策略，谁就能在竞争中占据主动。本文梳理各省规划中电力市场改革的四个核心维度，并提示其中的机遇与挑战。

现货市场是电力市场的“价格发现核心”。过去只有少数几个省份开展试点，十五五期间，多个省份明确提出推动现货市场正式运行或稳定运行。

北京明确提出“运行京津冀统一电力现货市场”。这是跨省域统一现货市场的重要突破，意味着京津唐电网范围内的发电企业和用户将按照统一规则进行日前和实时交易。

内蒙古提出“推动蒙东电力现货市场正式运行、蒙西电力现货市场稳定运行”。蒙西作为国家首批现货试点，已经积累了数年经验；蒙东起步较晚，十五五将追赶进度。

安徽明确“推动现货市场正式运行”。贵州提出“完善电力中长期和现货市场交易”。湖南“推动现货市场正式运行”。这些省份大多已完成模拟试运行或结算试运行，十五五有望转入正式运行阶段。

虽然规划文本中未详细展开，但山西、山东、甘肃等第一批现货试点省份，十五五期间的重点将是完善规则、加强省间衔接、推动与辅助服务市场的协同。

随着新能源占比提升，电力系统对调频、备用、爬坡等辅助服务的需求激增。辅助服务市场的作用，就是为这些服务定价，激励灵活性资源提供支撑。

山西提出“探索建立爬坡等辅助服务市场化交易机制”。贵州明确“推动区域辅助服务市场建设”。北京“持续完善电力辅助服务市场”。安徽虽然没有直接提辅助服务，但强调“完善可再生能源电力消纳保障机制”，其中隐含了辅助服务支撑。

传统上，辅助服务主要由煤电、水电提供。未来，新型储能、虚拟电厂、可调节负荷等都将成为辅助服务市场的参与者。北京明确提出“鼓励新型储能、虚拟电厂、电动汽车等参与辅助服务”。山西同样鼓励“需求侧资源参与市场交易，提供调峰、调频、备用等调节服务”。

辅助服务收益将成为灵活性资源的重要收入来源。目前各地补偿标准不一，但总体趋势是“谁提供、谁受益，谁受益、谁承担”。十五五期间，辅助服务费用将更合理地向用户侧疏导。

绿电、绿证交易是推动可再生能源消纳的市场化手段。十五五期间，多个省份提出扩大绿电交易规模、完善绿证机制，并且将绿电消费与高耗能企业、出口导向型企业的碳足迹要求绑定。

北京计划“外调绿电规模力争达到650亿千瓦时”。江苏实施“绿电三进”工程，其中“绿电进企业”已率先开展绿电专线试点。山东“大力发展绿电、绿证交易”。安徽“完善可再生能源电力消纳保障机制，推动消纳责任分解至重点行业和重点用能单位”。

天津提出“加强碳市场与绿电、绿证等市场化机制的政策协同、制度衔接”。山西明确“实施新上项目可再生能源消费承诺制，加强绿电使用刚性约束”。云南“培育绿证交易市场”。这意味着，绿证不再是可有可无的“证明”，而可能成为项目审批、能耗考核的前置条件。

除了市场交易，绿电直连也是获得绿电的重要方式。吉林“拓宽新能源直供模式适用范围”，江苏“创新实施绿电直连园区和企业项目”，安徽“推动绿电直连等就近消纳新业态”。绿电直连可以提供物理可溯源的绿电，更适合对碳足迹有严格要求的出口型企业。

容量补偿机制是保障电力系统长期充裕性的重要制度安排。它通过向能够提供可靠容量的电源（煤电、气电、储能等）支付固定费用，激励投资和保留必要备用容量。

安徽明确“落实煤电容量电价机制”。山西提出“建立健全发电侧容量补偿机制”。湖南“落实煤电容量电价机制”。这为煤电从电量型转向容量型提供了收入支撑。

安徽提出“探索建立新型储能容量电价补偿机制”。天津虽然没有直接提容量补偿，但规划了“长时储能+短时快速响应”立体调节体系，隐含了对储能调节价值的认可。

抽水蓄能已经实行容量电价+电量电价的两部制电价，十五五期间将延续这一模式。浙江、福建、黑龙江等多个省份规划了抽水蓄能项目建设，容量电价是其投资回报的重要保障。

京津冀统一现货市场、省间互济工程、跨省区电力交易等，表明电力市场正在打破省间壁垒，向区域一体化迈进。未来，企业面对的将不仅是本省市场，而是更大的区域市场。

现货价格波动、辅助服务收益、容量电价水平，将直接影响发电项目、储能项目、需求侧资源的投资决策。市场不再只是“调度工具”，而是资源配置的核心机制。

绿证将越来越多地与碳排放核算、能耗双控、项目审批挂钩。绿电消费不再是“自愿环保”，而可能成为法定义务。

目前各省现货规则、辅助服务品种、容量补偿标准仍存在较大差异。企业在多省开展业务时，需要组建专门的交易团队，逐省研究规则，运营成本较高。

部分省份电力市场规模较小，参与主体有限，可能导致报价不充分、价格发现功能弱化。需要进一步扩大市场主体范围，引入更多售电公司、用户侧资源参与。