电力市场设计的核心，不是把所有稀缺都变成价格，而是在技术、计量、合约、调度和公共治理之间判断：哪些稀缺可以被清楚定义为商品，哪些稀缺可以部分商品化，哪些稀缺必须保留在市场边界之外，由规划、标准、调度和监管承担。

市场机制的有效性来自清楚的商品定义、可验证的交付责任、可执行的结算规则和足够低的交易成本。若某种稀缺无法稳定计量、无法独立交付、无法低成本验证，或者其外部性和系统耦合性过强，强行把它交易化，价格机制反而会放大制度套利、策略行为和结算争议。这一点可以用科斯的交易成本理论、威廉姆森的制度经济学和阿罗—德布鲁—麦肯齐一般均衡框架共同理解：市场不是自然存在的交易场所，而是一套把稀缺、权利、责任和结算关系制度化的安排[1][2][3]。

在一般均衡理论中，商品不是简单的物理物品，而是带有时间、地点、状态和质量属性的权利束。一个单位电量若在不同节点、不同时间、不同可靠性状态下交付，本质上已经是不同商品。价格则是作用于商品空间上的评价规则，它把商品组合转化为支出、收入或机会成本。这个抽象框架对电力市场尤其重要，因为电力系统的物理属性决定了“电”从来不是一个单纯的同质商品。电能必须在连续时点上保持供需平衡，必须通过受限网络传输，必须满足频率、电压、备用、爬坡、短路容量、保护配合和系统恢复等约束。Schweppe 等人的实时电价理论和 Hogan 关于基于安全约束经济调度的市场设计，正是把这种物理约束转化为价格信号的经典尝试[4][5]。Hogan 将成功的组织化电力市场概括为基于报价的安全约束经济调度，同时也强调真实电力系统存在难以完全纳入核心调度模型的特征，需要通过补偿、补充支付和可靠性安排来维持系统运行[5]。

电力市场设计是将一部分系统稀缺制度化为商品的过程，而不是将全部系统稀缺直接价格化的过程。若某一稀缺可以被清楚定义、计量、验证和结算，并且存在足够多的潜在供给者和需求者，价格机制便可以在边际上协调资源配置。若某一稀缺高度依赖系统状态、局部网络、公共安全或长期规划，且交易成本高于价格机制带来的配置收益，那么它就应当进入非价格制度安排。市场边界之内用价格，市场边界之外用规划、标准、强制技术要求、调度权、可靠性采购和成本分摊规则。这不是市场化程度不足，而是市场设计的必要组成部分。

传统电力市场之所以长期把“能量市场”放在中心位置，是因为火电主导时期的主要稀缺大体围绕燃料成本、可调度发电能力和峰荷容量展开。系统运营者可以在给定负荷、机组报价和网络约束下进行安全约束经济调度，边际机组的报价成为短期能量价格的重要基础。频率响应、备用、无功、电压支撑、黑启动等服务虽然重要，但许多能力由同步发电机在运行过程中伴随提供，制度上也常被归入辅助服务。美国联邦能源监管委员会在 Order No. 888 中将若干服务纳入“辅助服务”（ancillary services）框架，包括调度与系统控制、无功和电压控制、调节与频率响应、能量偏差、旋转备用和补充备用等[6]。这个制度分类反映的是传统电力工业从垂直一体化向开放接入和批发竞争过渡时的历史条件。

能源转型改变了这个前提。高比例风电、光伏、储能、电力电子接口资源和柔性负荷进入系统以后，电力系统中的稀缺开始迁移。很多时段系统并不缺少电能量，甚至会出现低价、零价、负价和弃风弃光；真正稀缺的是在正确时间、正确地点、以系统可接受的物理属性交付电力服务的能力。稀缺对象从燃料驱动的边际电量，转向灵活性、爬坡能力、快速响应、备用、长时储能、有效可靠容量、系统强度、频率支撑、电压支撑、惯量、短路容量、极端天气下可用性和恢复能力。[7]。

这意味着，过去被称为“辅助”的服务，正在从边缘约束转变为系统运行的核心稀缺。北美电力可靠性公司（NERC）使用“必要可靠性服务”（essential reliability services）这一概念，将频率支撑、爬坡和平衡、电压支撑等能力视为维持大电网可靠运行的关键服务。NERC 的相关框架指出，资源结构变化要求运营和规划环节同时识别这些可靠性服务的充足性[8]。这说明问题已经超出传统辅助服务的狭义范畴：它不是在电能量市场之外补充一点运行服务，而是电力系统商品空间本身发生了扩展。

因此，继续把能量之外的市场笼统称为“辅助服务市场”，容易遮蔽能源转型后的主要矛盾。所谓“辅助”，隐含着电能量是主商品，其他服务是围绕电能量交付的配套安排。这个说法在同步机主导、燃料成本主导、系统稳定性主要由常规机组自然提供的时期有其合理性。可是当风光占比提高、同步机退役、负荷波动增强、数据中心和电动汽车改变负荷形态、逆变器控制能力成为稳定性来源时，许多所谓辅助服务已经成为系统可运行性的前提。频率稳定、电压稳定、备用充足、爬坡能力、系统恢复能力和可靠容量并不是能量市场的附属品，而是电力商品能够被安全交付的基础条件。

更准确的概念应当是“系统服务市场”（system services market）或“可靠性与灵活性服务市场”。电能量市场解决的是特定时间和地点上有功电能的短期边际价值；系统服务市场解决的是电力系统为了安全、可靠、稳定、低成本运行所需要的关键能力。二者共同构成电力市场的商品体系。能量、容量、备用、调频、爬坡、无功、电压支撑、黑启动、系统强度和需求侧响应，不应再被理解为主商品与附属品的关系，而应被理解为不同维度的系统稀缺在制度上的表达。

将“辅助服务”提升为“系统服务”，并不意味着所有系统服务都适合连续竞价和边际定价。不同稀缺有不同制度形态。调频、备用和部分爬坡能力具有较好的可计量性和可验证性，适合通过市场采购、联合优化和结算价格表达。无功和电压支撑具有较强局部性，相关市场可能天然很薄，常常需要成本补偿、技术标准和局部采购结合。惯量、系统强度和短路容量与网络拓扑、保护配置和动态稳定性高度耦合，完全商品化的交易成本很高，通常需要规划、并网规范、系统影响评估和特定服务采购。黑启动和极端天气下的燃料保障具有低频高损失特征，不能完全依赖短期现货价格，需要可靠性标准、长期合同和应急责任安排。

这正是能源转型下市场设计的关键特征：不是把非能量服务全部推向市场，也不是把它们重新收回行政调度，而是根据商品化条件重新划定边界。能够被稳定定义、计量和竞争性供给的稀缺，应当进入市场边界，由价格表达边际价值。难以形成连续竞争、但能够明确责任和可用性的服务，可以采用长期采购、可靠性合约、容量机制、性能考核和成本补偿。高度系统性、强公共品属性或强安全属性的能力，则应当由规划、技术标准、并网要求、调度规则和监管机制处理。这种分层安排，比笼统争论“市场化”或“非市场化”更符合电力系统的经济学本质。

从经济学逻辑看，能源转型使电力市场从“能量边际成本定价”转向“系统稀缺制度化”。这并不是否定节点电价、现货市场和边际定价，而是把它们放回正确位置。节点电价能够表达特定节点、特定时段的短期能量边际价值和拥塞价值，但它不能自动覆盖所有长期可靠性、极端状态、局部稳定性和公共安全约束。现货价格能够激励短期运行和一部分灵活性响应，但不能独自完成全部投资协调、技术标准制定和社会成本分摊。边际定价仍然是市场边界之内最重要的效率规则；市场边界之外，需要制度把价格无法低成本表达的稀缺纳入责任体系。

这也解释了为什么能源转型下的市场改革不能简化为“扩大市场化范围”。真正的问题是，稀缺迁移以后，市场边界是否同步重划，商品定义是否同步更新，非价格制度是否同步补位。若仍把系统服务视为辅助环节，能量市场价格就会承担过多解释责任；若把所有系统约束都留给行政调度，价格机制又无法传递灵活性和可靠性价值。成熟的电力市场设计，应当把电能量、灵活性、可靠性和系统安全服务放在同一套制度框架中分析，明确哪些由价格形成，哪些由合约采购，哪些由规划标准，哪些由监管分摊。

在这个意义上，“辅助服务市场”这一术语本身已经出现历史局限。它带有旧电力系统的结构假设。能源转型后的主导矛盾，已经从“如何按燃料成本调度发电量”，转向“如何在高波动、高电力电子化、高网络约束和高可靠性要求下组织系统能力”。频率、电压、备用、爬坡、系统强度、恢复能力和有效可靠容量，不再只是能量市场的边角服务，而是新能源系统能否成立的基础商品或基础制度对象。更合适的表述，是从“能量市场加辅助服务市场”转向“电能量市场与系统服务市场共同构成电力市场”。

能源转型改变了电力系统的稀缺结构，进而改变了市场设计的对象。市场设计的任务，不是把所有稀缺无差别地商品化，而是识别新的系统稀缺，判断其商品化条件，并在市场价格、长期合约、技术标准、可靠性规划和公共监管之间重划边界。许多过去被称为“辅助服务”的能力，已经成为高比例新能源系统的核心系统服务。名称变化背后，是电力市场主要矛盾的转移，也是市场设计从单一能量定价走向系统稀缺制度化的必然结果。

参考文献

[1] Mas-Colell, A., Whinston, M. D., & Green, J. R. Microeconomic Theory. Oxford University Press, 1995.

[2] Coase, R. H. “The Nature of the Firm.” Economica, 1937.

[3] Williamson, O. E. The Economic Institutions of Capitalism. Free Press, 1985.

[4] Schweppe, F. C., Caramanis, M. C., Tabors, R. D., & Bohn, R. E. Spot Pricing of Electricity. Kluwer Academic Publishers, 1988.

[5] Hogan, W. W. “Electricity Market Design and Efficient Pricing.” The Energy Journal, 2014. 

[6] Federal Energy Regulatory Commission. Order No. 888；Federal Energy Regulatory Commission Staff. Energy and Ancillary Services Market Reforms to Address Changing System Needs, 2021. 

[7] International Energy Agency. Electricity 2026: Flexibility, 2026. 

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