中国储能网讯：在“双碳”目标深入推进与电力市场化改革向纵深发展的双重背景下，黑龙江省正加速构建多元主体参与、市场机制主导的电力交易体系。今年，黑龙江省电力现货市场从探索到连续结算试运行，实现了跨越式发展，但面临着新能源消纳压力加大、市场规则适配性不足、竞争格局日趋复杂等多重挑战。本文系统梳理黑龙江省电力市场的发展历程、架构特征与现存短板，针对性提出规则优化、机制完善的实施路径，为推动其电力市场高质量发展提供参考。 

黑龙江省电力市场发展现状与架构特征 

建设历程 

黑龙江电力现货市场建设起步较晚，但循着清晰的时间节点稳步推进，实现了从试点探索到常态化运行的跨越式发展。2024年12月，全省首次开展短周期现货结算试运行，标志着电力市场化改革迈入实操阶段；2025年3月，完成现货整月结算试运行，验证了现货市场交易结算的可行性；同年8月1日，按国家2025年底前启动连续结算试运行的要求，正式进入全年无休的连续结算试运行阶段，市场开始完全模拟真实交易环境实时运行。 

规则体系的迭代升级成为市场完善的核心支撑，从初始V1.0版到2024年12月印发的V2.0版，再到2025年连续试运行采用的V2.1版，实现了从框架搭建到精细优化的转变。V2.0版以“1+8”模式构建完整规则体系，明确新能源场站报量报价机制、节点电价机制及新型经营主体准入要求，强化中长期合约与现货市场的衔接。V2.1版则聚焦市场规范，新增市场力监管条款，防范垄断定价行为，让交易更趋公平透明。 

伴随进程推进与规则完善，黑龙江电力市场呈现显著变化：交易维度从短周期向连续运行延伸，价格信号更精准反映时空维度的电力价值；市场主体从传统发用电企业拓展至独立储能、虚拟电厂等新型主体，活力持续释放；结算模式采用“日清月结”与15分钟颗粒度结算，保障交易精准高效；辅助服务市场与现货市场协同衔接，火电调峰价值显性化，新能源消纳效率大幅提升，逐步形成“市场定价、多元参与、高效配置”的市场化新格局。 

市场架构 

黑龙江省拥有丰富的风能、太阳能等可再生能源资源，随着“双碳”目标的不断推进，省内大量新能源项目迅速上马。截至2025年9月末，全省装机规模达到5434.74万千瓦，同比增加642.60万千瓦，增幅13.41%。其中，火电装机2581.33万千瓦，同比增加5.9万千瓦，增幅0.23%，装机占比47.5%；水电装机235.37万千瓦，同比持平，装机占比4.33%；风电装机1754.51万千瓦，同比增加405.17万千瓦，增幅30.03%，装机占比32.28%；光伏装机863.53万千瓦，同比增加了231.14万千瓦，增幅36.55%，装机占比15.89%。 

从各类型机组发电态势看，发电量增速远远落后于装机增长。截至2025年9月末，全省全口径发电量1022.14亿千瓦时，同比增加60.09亿千瓦时，增幅7.93%。其中，火电发电量638.04亿千瓦时，增幅3.17%；水电发电量39.61亿千瓦时，降幅8.46%；风电发电量215.20亿千瓦时，增幅12.46%；光伏发电量85.61亿千瓦时，增幅23.72%。 

随着装机的快速增长，弃风弃光现象愈发严重，新能源消纳问题愈发迫切。截至2025年9月末，全省发电设备利用小时完成2011小时，同比降低126小时。其中，火电完成2839小时，同比上升76小时；水电完成1541小时，同比持平；风电完成1575小时，同比降低230小时；光伏完成1166小时，同比降低173小时。 

随着现货市场价格信号的逐步清晰和引导作用增强，发电侧与售电侧的博弈将更加激烈和复杂。叠加24时点精细签约的要求，对达成年度中长期合约构成更大压力。当前黑龙江电力交易平台在册的合规售电公司已达148家，尤其值得注意的是，今年以来新增注册并生效的13家售电公司中，大部分来自山东、山西等电力市场改革先行、竞争更为激烈的省份。这些“外来者”携丰富的市场经验和灵活的策略强势进入，加剧了竞争格局。 

黑龙江省当前市场存在的不足

限价相关设置有待优化 

一是现货市场申报与出清下限的设定，尚未充分兼顾新能源的多元收益情况。目前黑龙江现货市场申报、出清限价均为0~1500元/兆瓦时，未考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素。在用电低谷时段，新能源大发叠加传统电源出力，实际电力供应远超需求，本应通过低价甚至负电价引导部分电源合理停机或调减出力，但当前下限价格无法实现这一调节功能。

二是二级限价的设置与执行，在适配市场调节需求方面可进一步完善。目前二级价格限值的上限参考长期平均电价水平确定（燃煤机组年度中长期合约价格平均水平的2倍），当市场出清后的全网统一结算点电价处于价格限值的连续时间超过一定时长（16个小时）后，执行二级价格限值。但二级限价削弱了现货价格的调节功能：在电力持续紧缺、电价本应维持高位以激励更多电源投入供电的场景下，二级限价会强制压低价格，导致发电企业的顶峰收益被人为限制，进而打击其顶峰保供的主动性。 

各类获利回收机制影响资源配置效率 

一是设置中长期获利回收机制。黑龙江当前设置用电侧中长期缺额回收、新能源中长期超额回收和新能源中长期缺额回收机制。该机制通过设定较高的中长期合约签约比例要求，并对偏离约定电量或曲线一定范围的发用电行为进行考核，强制市场主体完成签约目标。《关于做好黑龙江省2025年电力市场交易的通知》明确一类用户（售电公司）年度中长期合同签约电量原则上不低于上一年度用电量的80%，并通过后续月度电力交易保障中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的90%；一类用户（售电公司）年度省内电力直接交易新能源成交电量占比不超过其总成交电量的25%；燃煤发电企业年度中长期合同签约电量原则上不低于上一年度省内市场交易成交电量（扣除转让电量）的80%，并通过后续月度电力交易保障中长期合同签约电量不低于上一年度省内市场交易成交电量（扣除转让电量）的90%；风电、光伏年度中长期合同签约总电量原则上不低于上一年度省内市场交易成交电量的85%。 

然而，该机制在设计与执行中存在缺陷，对电力市场的健康运行产生了多方面的负面影响。一方面，该机制影响了市场信号与资源配置效率。为防止因未达到签约比例而触发考核，市场主体往往忽视现货市场的实时价格信号，机械地按照已签订的中长期合约安排发电与用电行为，削弱了现货价格在资源配置中的核心引导作用。另一方面，强制性的高比例签约要求干扰了中长期交易的正常供需关系。由于未能满足预设签约比例将面临考核，交易中具有优势的一方常借机抬高合约价格；而处于弱势的一方则被迫在接受不利的高价合约与承担考核费用之间做出权衡。这种安排制造了不合理的套利空间，会干扰交易价格的形成，同时引发考核费用的分摊问题，从而影响市场机制的效率。 

二是设置日前实时获利回收机制。黑龙江当前设置非竞价燃煤机组超额获利回收、用电侧超额获利回收和新能源超额获利回收机制。该机制要求市场主体在日前市场中严格依据预测的实际用电曲线进行用电需求申报，并对偏离该曲线一定范围的用电行为实施考核。为规避考核带来的风险，市场主体往往倾向于忽视现货市场的实时价格信号，机械地按照日前申报的用电曲线安排实际用电行为。此类措施实质上构成对市场交易行为的强制约束，削弱了日前价格反映市场主体真实交易意愿的能力。其结果是，日前价格信号难以有效激励用户根据市场条件灵活调整生产计划或积极参与系统调节，导致日前市场本应具备的资源引导与优化功能受到显著抑制。 

“阻塞费用”模糊日前市场位置信号 

黑龙江电能量结算采用差量结算方式，中长期合同电量按中长期合同价格结算，并结算所在节点/分区与中长期结算参考点的现货价格差值，实际电量与中长期合同电量的偏差按现货市场价格结算。但其在结算规则中另外设置“阻塞费用”，将发电侧日前出清电量按照所在节点与统一结算点的实时价格差值进行结算，该项费用按月统计，在发电侧和用电侧之间按1:1承担。实际上，该“阻塞费用”并非传统意义上由输电阻塞产生的金融盈余，而是一种对日前市场发电侧位置价差的强制性平移和分摊机制，它将本应由发电侧独自承担（或受益）的节点位置价差风险，转变为由发、用双方共同承担，在很大程度上模糊并削弱了日前市场应有的位置信号。这种设计可能出于平滑结算、降低市场初期波动性等考虑，但其代价是牺牲了节点电价在引导资源优化配置方面的核心效能。 

调频量价补偿机制存在“过补偿”风险 

《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）明确调频市场原则上采用基于调频里程的单一制价格机制。黑龙江额外设置调频量价补偿，对燃煤机组实际调频调用阶段的量价补偿费用分为上调补偿、下调补偿两类，该项费用按月统计，在现货与调频市场连续运营前，在发电侧按月度省内优先发电合约电量比例进行分摊。设置调频量价补偿实际上是对调频的机会成本进行补偿，但由于机会成本大小受现货电价波动、机组备用容量、其他市场收益等多重变量影响，缺乏统一且精准的测算标准，当前的量价补偿方式未建立科学的成本核算体系，极易出现补偿额度超出机组实际机会成本损失的“过补偿”情况，可能削弱市场对调频资源的优化配置作用。 

容量补偿机制有待探索 

一是容量电费未按机组申报最大出力确定。《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）要求煤电容量电费按机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报。但根据《关于明确东北区域容量电价考核机制有关事项的通知》（东北监能市场〔2024〕8号），黑龙江目前煤电机组当月认定的最大出力为每日认定的最大出力算术平均值。考核不达标、检修、经调度认定影响电网安全和电力保供的，当日最大出力通过认定确定。二是缺少全容量补偿机制。黑龙江目前仅对燃煤机组进行容量补偿且未全额补偿，补偿标准为100元/千瓦·年（含税），随着新能源全面入市，现货市场价格走低，电力系统中以煤电为代表的高可靠性机组难以回收成本，将威胁系统可靠性，亟待建立全容量补偿机制对提供有效容量的机组进行补偿。 

黑龙江省电力市场完善的针对性建议 

一是建议修改现货市场申报、出清下限。现货市场申报下限则按“黑龙江新能源项目中央补贴度电价格+绿证收益度电价格”的最大值确定且为负值，核心原理是适配新能源“零边际显性成本+隐性收益”特性。新能源的边际发电成本接近零，但可通过中央补贴、绿证交易获得隐性收益，若现货价格仅设为0，无法对冲其隐性收益，可能导致新能源在低谷时段仍盲目并网，加剧电力供过于求的状况。而负电价机制能引导新能源合理调整出力，主动选择在大发时段适度停机或调减出力。从定价逻辑来看，该方式完全符合边际成本定价原则，将新能源的隐性收益纳入价格核算体系，让现货价格更真实反映电力供需与资源价值，为后续新能源全面入市奠定机制基础。 

二是建议按月开展二级结算限价。实施按月的二级结算限价，是平衡价格信号与风险控制的有效手段。其限价标准可设定为系统长期边际机组燃料成本的2倍。该机制的核心在于，既能保留短期（如单日）供需紧张所触发的真实价格信号，又能将月度内的极端价格峰值平滑处理，从而有效过滤短期波动、防范系统性风险，避免用户受到过高电价的持续冲击。当全容量补偿机制实施后，因容量电价已足额覆盖机组固定成本，现货市场仅需真实反映电量成本（燃料、运维等变动成本），无需额外设置二级结算限价。 

三是建议逐步放开中长期高比例签约要求。从市场运行逻辑来看，放开限制后，市场主体的收益将由自身交易策略与市场供需变化决定：发电企业可根据现货市场价格预期，灵活调整中长期合约签约量与价格——若预判未来现货电价整体走高，可减少中长期合约签约比例，保留更多电量参与现货市场获利；若预判电价低迷，则通过签订长期合约锁定收益。售电公司与用户也可结合自身用电需求（如工业用户季节性生产特点），自主选择合约期限与签约量，避免“为达标而签约”的被动情况。这种调整能充分激发市场活力：一方面，中长期合约价格将更贴合市场供需，避免因强制签约导致的价格扭曲；另一方面，现货市场价格信号对中长期合约的引导作用增强，推动两者形成良性互动格局，提升整个电力市场的资源配置效率。 

四是建议取消“阻塞费用”结算分摊，并将差量结算方式改为差价结算。差量结算作为我国电力现货市场初期的主流模式，其设计核心是“以中长期合约为基础，现货市场仅调节偏差”，与传统计划模式较为衔接，但弱化了现货市场的价格信号；而差价结算的设计核心是“全电量现货定价”，本质上是将物理交割与财务化合约分离，让现货市场价格更真实地反映供需。差价结算机制的优势主要体现在两方面：一是规避了中长期阻塞费用的复杂核算问题，不存在阻塞费用的问题，让结算回归其应有的本源形态。二是与“机制电量”的结算方式衔接更加紧密。 

五是建议加快取消调频量价补偿机制。当前黑龙江额外设置的调频量价补偿机制，虽旨在弥补机组参与调频的机会成本，但其成本核算难以精确量化，导致现行补偿标准缺乏科学依据，容易产生“过补偿”现象。建议尽快取消该调频量价补偿机制，全面实施基于调频里程的单一制价格，通过市场化竞争形成价格信号，引导调频资源合理配置，确保辅助服务成本的真实性与有效性。 

六是建议探索发电侧容量补偿机制。容量电费=有效容量×容量补偿电价×容量供需比。动态确定容量补偿电价，定期测算长期边际机组固定成本，容量补偿电价需覆盖机组长期投资成本，核心在于其能精准匹配容量补偿“保障电力系统长期充裕性、引导必要投资”，其固定成本（如设备投资、运维）能真实反映新增容量的最小必要投资，以此定价可确保补偿覆盖机组合理成本，既避免因定价过低导致调峰等关键容量投资不足，又防止因基准偏离实际引发资源浪费，贴合电力系统长期安全与市场化资源配置的双重需求。  

黑龙江省电力市场正处于从“初创运行”向“成熟规范”转型的关键阶段，其发展既受益于可再生能源的资源禀赋与市场化改革的政策红利，也面临着规则适配性不足、机制设计待优化、供需矛盾凸显等现实挑战。本文提出的优化限价机制、放开中长期签约约束、调整结算模式、完善辅助服务与容量补偿机制等建议，核心逻辑在于回归“市场定价、精准信号、高效配置”的市场化本质。未来，随着各项机制的落地完善，期待黑龙江电力市场进一步释放活力，强化价格信号的资源引导作用，为能源结构优化、电力系统安全稳定运行提供坚实支撑。