数字储能网讯：电力市场化改革是构建新型电力系统、推动能源高质量发展的关键路径。河北南部电网作为华北电力潮流汇集和输送的重要枢纽，肩负着服务京津冀协同发展、保障首都供电安全的重要使命，其市场建设成效直接关系到区域能源安全与低碳转型进程。经过持续探索，河北南网电力市场实现了从模拟试运行到连续结算试运行的实质性跨越，交易品种日益丰富，清洁能源占比显著提升，市场化格局初步成型。然而，连续结算试运行并不等同于机制完善，当前市场在价格形成、电费结算等核心环节仍存在诸多体制性障碍，制约着市场资源配置功能的充分发挥。本报告旨在系统梳理河北南网电力市场建设进展，深入剖析价格与结算机制中存在的突出问题，并提出针对性的完善建议，为推动市场迈向成熟规范、健康可持续发展提供决策参考。

河北南网电力市场的建设历程及主要架构

建设历程

河北南部电网（以下简称“河北南网”）作为华北电力潮流汇集和输送的关键枢纽，其电网结构已形成特高压交流“两站三通道”、500千伏“四横两纵”的骨干网架格局，并承担着服务京津冀协同发展、保障首都供电安全的重要战略职责。在此物理基础与使命驱动下，河北南网的电力市场建设自启动以来便备受关注。其市场化进程始于2022年10月的首次模拟试运行，经过两年多的探索与积累，于2025年3月启动了电力现货市场的连续结算试运行。这一跨越是河北南网深化电力体制改革、构建现代电力市场体系的关键里程碑。

为适应国家层面关于深化电价改革、推动新能源高质量发展等一系列政策要求，并承接新能源大规模入市的新形势，河北南网持续完善其市场规则体系，形成了以“对标国家规则、落实最新政策、贴合河北实际”为原则的新版“1+7”规则体系。这一体系覆盖了从中长期交易到现货市场，从主能量结算到辅助服务、零售市场的全方位、多层次市场活动，为市场的平稳、规范运行提供了制度根基。

市场架构

经过数年的培育与发展，河北南网电力市场的参与主体日益壮大，类型日趋多元。截至2025年9月底，河北南网参与市场化交易的经营主体总数已达到8502家，一个主体多元化、交易活跃的市场格局初步显现。这其中，发电侧已形成多元化的电源结构。全口径装机容量达8444.86万千瓦，其中传统火电仍占据重要地位，装机容量为3169.96万千瓦；而新能源发展迅猛，装机容量高达4850.96万千瓦，占比超过57%，体现了能源清洁低碳转型的显著成效；此外，储能作为新型调节资源，装机容量也达到了297.54万千瓦。在市场参与度上，直购发电企业涵盖39家火电、48家风电和185家光伏企业，同时，13家独立储能电站、1家聚合商、77家售电公司以及超过8000家的电力用户共同组成了多元化、活跃的市场主体。

从市场运营实绩来看，2025年前三季度，河北南网网内上网及外购电量合计完成2124.30亿千瓦时，保持了5.25%的同比增长。省内市场化交易电量达到921.60亿千瓦时，其中火电市场化电量为818.98亿千瓦时，新能源市场化电量增长迅猛，同比增幅达45.27%，展现出市场对清洁能源消纳的促进作用。自2025年3月启动连续结算试运行以来，现货市场经历了夏季高温大负荷、阴雨天气及季节转换等多重考验，总体运行平稳。前三季度累计结算省内市场化电量708.21亿千瓦时，现货出清价格在0元至753.57元/兆瓦时之间波动，反映了不同时段供需关系的变化。在绿色电力消费方面，市场也取得了积极进展，已有87家新能源发电企业参与绿电交易，累计完成合同电量36.81亿千瓦时，并有19家电力用户开通了绿色电力消费核算业务。

面向未来，河北南网正积极谋划2026年电力交易工作，旨在加强中长期、现货与辅助服务市场的一体化设计与协同运行，这预示着其电力市场建设将在当前基础上，向着更成熟、更高效、更公平的方向持续深化。

当前价格与结算机制中存在的问题

尽管河北南网电力市场在规模与架构上取得了长足发展，但在其核心的价格形成与电费结算机制中，仍存在一系列深层次的矛盾和问题，制约了市场资源配置效率与公平性。这些问题并非孤立存在，而是相互交织，构成了当前市场健康可持续发展的主要障碍。

行政干预问题

首先，行政手段对价格信号的干预仍较为普遍，扭曲了真实的供需关系。最典型的体现是在现货结算中引入“平衡调节系数”，其本意是促进中长期与现货市场平稳衔接，但在实际操作中，却成为一种将现货结算价格强行向中长期价格靠拢的工具。这种人为的平滑处理，极大地削弱了现货价格的波动性，导致其无法真实反映实时供需的紧张程度，尤其是无法在电力供应宽松时发出足够低的价格信号，或在供应紧张时体现其稀缺价值。同时，市场规则中设置了名目繁多的“偏差收益回收”机制，包括对发电侧、用户侧的中长期申报缺额回收、合同超缺额获利回收等。这些回收机制虽然在表面上是为了防止市场主体利用市场规则套利，但其本质上是对市场自发形成价差的行政干预，扭曲了最终的结算价格，使得交易价格与反映真实供求的结算价格严重偏离，让市场机制发现价格、引导投资的核心功能大打折扣。

代理购电环节不规范

市场出清机制存在多处不规范，损害了竞争的公平性。在代理购电环节，河北南网并未严格按照国家发改委809号文件的要求，单独预测代理购电工商业用户的负荷曲线，而是采用“全网系统负荷预测曲线减去市场化用户总典型用电曲线”这种反向推导的方式来确定非市场用户负荷曲线。这种做法不仅与政策规定相悖，更因其与实际用电曲线存在偏差，容易造成不平衡资金。更为突出的是，在代理购电日挂牌交易成交不足时，规则规定不足部分可“由单机容量200兆瓦及以上的燃煤主力火电机组按剩余容量等比例承担”，这实质上是一种强制性的电量分配，违反了国家关于“不足部分由电网企业通过市场化方式采购”的核心要求，将本应由电网企业承担的市场化采购风险，转嫁给了特定的发电企业。

辅助服务市场建设滞后

辅助服务市场建设滞后且费用分摊机制极不合理。一个突出的问题是备用辅助服务市场的缺失。在当前系统中，电网调度机构为了保障系统安全，会无序调用火电机组进行备用服务，却未建立相应的市场机制对此进行补偿，影响了火电企业的合理收益，挫伤了其提供调节能力的积极性。在已有的调频辅助服务方面，费用分摊机制存在明显偏差。根据河北南网现行规则，调频补偿费用仅在发电侧主体之间按其结算电量比例进行分摊，用户侧完全不承担任何成本。这种安排严重违背了国家发改委196号文件所明确的“谁受益、谁承担”原则，以及“由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担”的具体规定。电力系统的稳定运行，所有并网用户都是受益者，理应对维持这种稳定所付出的辅助服务成本进行合理分摊。当前这种“发电侧内部循环”的成本分摊模式，实质上是将系统调节成本完全压在发电侧，既不公平，也无法向用户侧传递正确的价格信号以引导其优化用电行为。

市场设计不完善

市场体系设计与衔接存在缺陷，严重制约了市场流动性。为追求运行稳定与风险控制，河北南网设定了极高的中长期合同签约比例，要求燃煤发电企业与市场化用户的年度中长期合同签约电量均不低于80%，并经由后续合同签订保障比例不低于90%。这一刚性机制极大地压缩了现货市场的交易空间，导致市场流动性匮乏，使得现货价格难以真实反映燃料成本波动与实时供需变化，价格发现功能受到严重削弱。

在价格机制方面，市场出清下限被设定为0元/兆瓦时，在新能源大发导致供应严重过剩的时段，无法形成有效的负电价信号，因而不能引导发电侧主动降低出力或用户侧调整用电行为，难以真实体现市场供需状况。同时，在出清次序安排上，规则赋予新能源“同等条件下优先出清权”，客观上形成对火电等常规机组的歧视性待遇，违背了“各类主体公平参与市场”的基本原则。

此外，容量补偿机制不足，导致无法保障各类发电主体特别是火电企业的固定成本回收，影响其长期经营能力与电力系统的可持续保供水平。而对独立储能等新兴市场主体，规则中也存在过于具体和僵化的行政干预，例如强制规定其在年度和月度交易中“低谷时段只允许买入，高峰时段只允许卖出”。这类对市场行为的直接限制，阻碍了储能企业根据价格信号自主决策与灵活响应，进一步抑制了市场活力。

上述各种问题，共同指向一个核心矛盾：即在市场化的外表下，行政干预和计划思维的色彩依然浓重，如何真正厘清政府与市场、运营机构与市场主体的边界，依然是河北南网电力市场改革下一步需要直面的根本性挑战。

完善河北南网电力市场的对策与建议

面对当前市场在价格形成与电费结算环节暴露出的诸多问题，河北南网亟需一场以“回归市场本质、重塑价格信号、保障公平竞争”为核心的深度改革。这要求监管机构、运营主体与市场参与者协同发力，从机制设计、规则执行到监督管理进行系统性优化，从而构建一个真正高效、透明、稳健的电力市场体系。

首要且核心的任务，是还原价格信号的真实性与有效性，最大限度地减少非必要的行政干预。必须坚定地取消在现货结算中使用的“平衡调节系数”，让日前与实时市场的出清价格直接作为结算依据，确保分时电价能够真实地反映系统实时的供需变化与边际成本。与此同时，应取消各类名目繁多的偏差收益回收机制。这些机制虽然在短期内看似平抑了波动、防止了套利，但从长期看，它们扭曲了激励，抑制了市场主体响应价格信号、参与有效竞争的活力。一个健康的市场应当允许并保护市场主体通过精准预测和优化策略所获得的合理收益。此外，应借鉴国内先进省份的经验，尽快引入并实施负电价机制，将出清价格的下限降至合理的负值水平。这不仅能在新能源大发、系统供应严重过剩时，为火电机组提供主动减出力的正确激励，更能向储能、可中断负荷等灵活资源发出明确的价格信号，是构建新型电力系统不可或缺的市场工具。

其次，严格规范市场出清流程，保证所有市场主体公平竞争的权利。在代理购电环节，执行国家发改委809号文件的规定，由电网企业单独、精准地预测代理购电工商业用户、居民和农业用户的用电量与典型负荷曲线，并作为价格接受者参与现货市场出清，摒弃当前通过反推计算得出负荷曲线的做法。在市场出清环节，应取消对新能源等特定电源类型的优先出清权，确保所有发电主体在统一的出清规则下，基于价格和容量进行公平竞争。对于代理购电成交不足的电量，必须严格遵循国家政策，明确要求电网企业用市场化方式，通过现货市场采购解决，取消向特定燃煤机组强制分解电量的做法，以此保障市场采购的公平性。

第三，加快健全辅助服务市场体系，并按照“谁受益、谁承担”的原则理顺成本疏导机制。尽快研究并启动备用辅助服务市场，为火电等机组提供的备用容量价值建立合理的市场化补偿渠道，结束当前无偿调用的局面。对于已运行的调频辅助服务市场，纠正当前费用完全由发电侧分摊的不合理模式，严格依据国家发改委196号文，建立由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担的机制，将辅助服务成本公开、透明地向用户侧疏导。这不仅能体现公平性原则，更能让用户侧意识到电力系统稳定运行的真实成本，从而激发其参与需求侧响应的内在动力。

第四，着力提升市场流动性与主体参与度，激发市场内生动力。建议审慎评估并适度降低对发用两侧中长期合同签约比例的强制性要求，将签约比例维持在一个能够保障基础稳定性和释放足够现货空间的合理水平。此举将极大增强现货市场的流动性，使现货价格能够更灵敏地传导燃料成本变化和供需波动，从而真正发挥其价格发现与资源配置的核心功能。对于独立储能、负荷聚合商等新兴市场主体，应取消其在交易时段、充放电方向上的不合理行政限制，赋予其根据价格信号自主决策的充分自由，最大化其对于提升系统灵活性与稳定性的价值。

最后，必须强化顶层设计与综合监管，为市场健康运行提供制度保障。应尽快研究并建立全容量补偿机制，扩大容量补偿覆盖范围，将火电、燃气、储能、抽水蓄能等所有提供有效容量的机组纳入补偿范畴。补偿标准按机组类型差异化制定：煤电作为基础保障性电源，补偿标准核定为“固定成本+合理收益”（建议提高至覆盖全成本的水平）；新能源配套储能、独立储能按其可靠性贡献系数核算补偿金额；燃气机组、抽水蓄能按调峰保供能力设定补偿标准。补偿资金由全体用电用户分摊，确保高可靠性机组成本足额回收，激发其持续提供容量支撑的积极性。

通过这一系列的综合性改革，河北南网电力市场方能突破当前瓶颈，迈向一个更加成熟、高效、公平的发展新阶段，最终有力支撑京津冀区域的能源安全与绿色转型。