高比例可变可再生能源电力系统电力市场设计综述

在新能源占比持续提升的背景下，电力市场设计的讨论日益聚焦于价格机制的功能边界。作为短期资源配置效率的核心信号，节点电价在高比例可变可再生能源（VRE）系统中的作用及其局限性被进一步凸显。本文结合近期国际研究与监管实践指出，在严格定义下，仅包含能量边际价值与网络拥塞信息的节点电价，尽管仍是短期调度不可或缺的基础机制，但通常难以独立承担长期投资协调、资源充足性保障以及风险分担等制度性功能。由此可见，电力市场设计正在经历一场功能上的再分工：不同时间尺度、不同服务维度的价格机制各自承担相应职责，共同构建适应高比例VRE条件下系统运行与投资激励的新型制度框架。

引言

在新能源占比持续上升的背景下，电力市场设计的讨论日益集中于一个基础性问题：市场价格机制究竟应承担何种功能边界。长期以来，节点电价通常被视为实现电力系统效率配置的核心机制；然而，随着风电、光伏的快速扩张，围绕节点价格能否继续提供充分投资信号、能否有效支撑系统可靠性的争论再度凸显。之所以有必要对这一问题作出更为审慎的讨论，并不在于节点电价本身突然失去意义，而在于高比例VRE的发展使电力系统中原本处于不同层次的若干问题——诸如短期运行、长期投资、灵活性供给与风险分担——被更加清晰地分离出来。

严格而言，若此处所讨论的“节点价格信号”仅指包含能量边际价值与网络拥塞信息的LMP，而不将容量充足性、备用、调频、爬坡等平衡服务，以及中长期风险管理和各类补充性机制纳入考察范围，则较为稳妥的判断是：该价格机制仍然构成短期调度中不可替代的核心信号，但通常不足以单独形成完整的长期投资信号。这一判断，亦可视为近年来国际机构与主流学术研究逐步显现的共识边界[1][2]。

一、节点电价的功能边界：短期配置效率的不可替代性

从经济学逻辑出发，节点电价的核心优势始终在于短期配置效率。它能够向市场参与者揭示，在特定时点与特定地点，新增一单位供电的边际价值究竟为何，同时借助价格分化反映网络拥塞与局部稀缺。随着风电与光伏装机占比不断提高，系统运行的时空差异通常较传统电力系统更为显著，因此，位置价格与时间价格的重要性并非下降，反而进一步上升。Hogan关于电力市场设计的一系列研究始终强调，有效市场应建立在安全约束经济调度与位置定价基础之上，能量价值与系统约束均需通过价格机制得到清晰表达[5]。Newbery与Biggar关于风电、光伏限电及输电约束的研究则进一步表明，在输电约束日益突出的背景下，节点定价在揭示输电稀缺性、矫正选址激励方面具有明确而重要的制度价值[8]。

国际能源署在2025年关于电力市场设计的综述中，对这一问题作出了相对平衡且审慎的表述。其并未否认短期电力市场的作用，反而明确指出，短期市场依然能够将实时系统状态转化为具有经济意义的价格信号；但与此同时，IEA也强调，中长期市场在流动性、参与度及风险管理功能方面仍存在显著缺口，市场主体未必能够仅凭短期价格形成充分稳定的投资预期[1]。这意味着，问题的关键并不在于节点电价本身是否有效，而在于不能将单一价格机制设想为能够自动承担全部制度任务。

二、长期投资信号的缺失：从“收入缺失”到资源充足性困境

然而，电力系统的长期问题从来不只是短期边际成本问题的简单延伸。资源充足性、极端时段的可用容量、快速爬坡能力、长时储能、备用与调频能力等，均不等同于某一时点上的能量边际价值。NREL在有关高可再生渗透与资源充足性的报告中指出，只要系统可靠性目标仍是由监管者或规划机构外生设定，而该目标并未被完整内生于价格形成机制之中，则很难期待“单一能量市场”能够同时实现短期平衡、长期可靠性以及全部资源成本回收等多个目标[7]。由此可见，节点电价能够较好地回答“此时此地的电力边际稀缺程度为何”，却未必足以回答“未来若干年系统是否仍然缺乏可用容量、灵活性资源与韧性资源”。

围绕这一问题，Joskow及其相关研究提供了最具影响力的分析框架。所谓“收入缺失”问题，其核心并不在于市场无法形成价格，而在于现实制度安排下，本应在稀缺时段出现的高价格，往往由于监管限价、系统运营者的保守调度、市场力缓解规则以及对停电风险的行政性规避而被系统性压低[3][4]。在稀缺租金长期不足的情况下，即便短期市场在形式上仍能够完成出清，长期投资信号亦可能是不充分的。

高比例VRE使这一矛盾更为突出，其中一个重要原因在于，零或近零边际成本资源的大规模进入会系统性压低大量时段的能量价格。NREL的相关研究表明，随着可再生能源渗透率上升，低价、零价乃至负价时段均会显著增加，发电侧的能量收入因而受到挤压，而这将直接影响那些对系统可靠性仍然必要的资源回收固定成本与资本成本的能力[6][7]。AEMO在2024年综合系统规划中亦作出了相近判断：随着煤电逐步退出，市场机制、网络结构与系统运行安排均需同步演进，以确保新的系统服务、资源充足性与调节能力能够及时形成有效补位[2]。这意味着，在新能源比例持续提高的条件下，系统所需的未必是更多“平均电量”，而更可能是更多分布于关键时段、关键地点和关键方向上的灵活性与可用性。

三、稀缺定价的改进空间与边界

不过，另一条重要思路同样不应被简单化处理。Hogan所代表的立场，并非否认资源充足性问题本身的存在，而是反对在短期价格机制尚未被充分完善之前，便轻率得出“必须依赖额外容量补偿”的结论。其核心主张在于，应首先校正短期稀缺价格，尤其是通过ORDC一类机制，将备用短缺的机会成本更充分地纳入能量价格与备用价格之中[5]。在这一意义上，所谓“价格信号不足”，未必意味着价格机制本身不具备功能，而可能意味着市场设计尚未真正允许价格在稀缺时刻得到充分表达。

但需要强调的是，Hogan本人亦未将上述主张推演为无条件结论。他同样承认，即便经过改进的稀缺定价机制能够缓解收入缺失问题，也不能在原则上保证其必然足以诱导出满足既定可靠性标准所需的全部投资[5]。因此，主张强化短期价格机制，并不等于断言“只要保留节点能量价格，一切长期投资与可靠性问题便可自动解决”。

四、辅助服务市场的显性化价值

这也正是近年来国际讨论逐步趋于务实的重要原因。越来越多的研究与监管实践表明，争论的关键并不在于“是否需要价格”，而在于“哪些制度功能应由哪一类价格机制承担”。在美国ISO/RTO体系中，市场实践本身早已不是单一能量价格模式。辅助服务市场——包括调频、旋转备用、非旋转备用、爬坡产品等——其制度目的正是将不同类型的系统平衡价值显性化并纳入交易机制。NREL 2014年的综述明确指出，辅助服务价格在形式上与LMP相似，均可理解为约束的影子价格，只不过其所反映的并非能量平衡约束，而是备用约束与系统安全约束[6]。LBNL 2021年关于VRE参与辅助服务市场的研究亦表明，辅助服务收入正逐步成为新型资源的重要价值来源，而系统运营者也日益依赖这些显性化的市场产品以管理高比例新能源条件下不断演化的运行约束[9]。FERC 2025年《State of the Markets》对ISO-NE日前辅助服务改革的总结，实际上也印证了同一逻辑：如果系统需要在日前阶段锁定足够的灵活性与备用能力，那么相关价值便应通过明确采购加以体现，而不宜寄希望于事后由单一能量价格被动“附带反映”[10]。

五、电力市场设计的再分工

因此，若将讨论限定于“仅包含能量与拥塞信息，而不包含容量及平衡信息的节点价格”这一严格定义之下，则其在高比例VRE系统中的制度边界便相对清晰。该价格机制仍然是组织短期运行、揭示网络约束与传递位置稀缺的核心机制；若缺失这一机制，电力系统将难以有效处理新能源条件下更为突出的时空波动与网络瓶颈[5][8]。然而与此同时，它通常无法独立承担长期投资协调、资源充足性保障与风险分担的全部制度功能。问题的关键从来不在于“节点价格是否失灵”，而在于不能将短期边际价格简单等同于整个电力市场的全部信号体系[1][6][7]。

若从更为宽广的制度视角加以考察，这一演变实际上意味着电力市场正在经历一种功能上的再分工。短期节点价格继续承担“何时、何地”的边际效率信号功能；辅助服务与稀缺定价机制负责将灵活性价值与系统安全约束显性化；中长期合约与金融对冲工具则承担将波动性的短期价格转化为可融资长期收入预期的功能；而部分市场中保留的资源充足性机制，则进一步承担对可靠性标准进行制度性托底的职责[1][11][12][13]。在高比例VRE时代，这种再分工并非对价格机制的否定，反而可以理解为价格机制在不同时间尺度与不同服务维度上的深化与细化。

结语

真正值得警惕的，恰恰是两种方向相反但同样过度简化的判断。其一，认为风光占比上升后节点电价已不再具有实质意义；这一观点忽视了位置价格与时间价格在高波动系统中事实上变得更为重要。其二，认为只要保留节点价格，甚至只要维持“纯能量市场”的形式，长期投资与可靠性问题便会自动得到解决；这一判断则低估了高比例VRE条件下灵活性、容量充足性与风险管理所具有的独立制度价值。更接近现实的认识，恰恰位于上述两种简单化判断之间。

归根结底，高比例VRE并未推翻节点电价，而是更加清楚地揭示了节点电价的制度边界。节点电价能够有效回答系统在特定时点和特定地点的边际稀缺问题，却无法天然替代关于可用容量、系统平衡能力以及长期融资安排的制度设计。电力市场设计的真正复杂性，并不在于是否应当信任价格，而在于是否能够承认并据此制度化安排：不同类型的价格，本来就在回答不同层次的问题。

参考文献

[1] International Energy Agency, Electricity Market Design, 2025.[2] Australian Energy Market Operator, 2024 Integrated System Plan, 2024.[3] Paul L. Joskow, “Competitive Electricity Markets and Investment in New Generating Capacity,” 2007.[4] Paul L. Joskow and Jean Tirole, “Reliability and Competitive Electricity Markets,” RAND Journal of Economics, 2007.[5] William W. Hogan, “Electricity Scarcity Pricing Through Operating Reserves,” 2013；以及相关市场设计论文。[6] Erik Ela et al., “Evolution of Wholesale Electricity Market Design with Increasing Levels of Renewable Generation,” NREL, 2014.[7] Richard B. Hytowitz et al., “Impacts of Price Formation Efforts Considering High Renewable Penetration Levels and System Resource Adequacy Targets,” NREL, 2020.[8] David M. Newbery and Darryl Biggar, “Marginal Curtailment of Wind and Solar PV: Transmission Constraints, Pricing and Access Regimes for Efficient Investment,” Energy Policy, 2024.[9] Francis Kahrl et al., “Variable Renewable Energy Participation in U.S. Ancillary Services Markets,” Lawrence Berkeley National Laboratory, 2021.[10] Federal Energy Regulatory Commission, 2024 State of the Markets, published 2025.[11] Ofgem, Assessment of Locational Wholesale Pricing for Great Britain, 2023.[12] David Newbery, Academic Review of FTI Findings（prepared for Ofgem）, 2023.[13] Frank A. Wolak, “Long-Term Resource Adequacy in Wholesale Electricity Markets with Intermittent Renewable Generation Sources,” 2022.

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