问题——3月代理购电均价明显下探，价格与交易逻辑出现“剪刀差” 近期，辽宁2026年3月电网代理购电价格走低引发关注；根据市场交易信息，辽宁年度集中竞价与年度代理购电环节形成的加权均价大体在300元/兆瓦时左右，对应终端平均购电价格约0.31元/度。1月、2月的电网代理购电平均价格与这个水平基本一致，体现出年度中长期交易对价格的“压舱石”作用。但进入3月，尽管当月开展了月度集中竞价与月度代理购电交易，最终披露的代理购电均价却出现明显下降，与“年度电量为主、月度成交为辅”的常识性加权结果存在差距，形成需要解释的价差现象。 原因——新能源全面入市叠加交易规则转换——价格形成链条更复杂 第一——政策背景变化提升了市场化交易比重。随着多地自2026年起执行有关政策要求，新能源上网电量不再享有“优先发电电量”属性，整体转为市场化电量。这意味着工商业用户电网代理购电的电量来源，更多需要通过场内集中交易采购并接受市场出清价格。交易组织方式从“以计划为主”转向“以市场为主”，价格波动与结构性分化更易显现。 第二，年度交易采用分时段出清，价格结构由“单一均价”变为“多时段价格矩阵”。辽宁在2026年年度集中交易中，将月内用电小时划分为多个时段，按月、按时段形成出清价格与出清电量组合，全年相当于形成数十个标的的价格序列。此种设计有利于引导削峰填谷、反映负荷特性，但也带来一个现实问题：年度加权均价相近，不代表每个时段、每个月的电价都相同；一旦月内电量结构或时段占比发生变化，代理购电的“表观均价”就可能与市场对均价的直观理解产生偏差。 第三，月度代理购电成交比例偏低，可能放大“结构性电价”对平均值的影响。公开信息显示，3月月度代理购电交易申报电量较大，但实际成交电量占比并不高。通常而言，当月代理购电电量应由年度分摊电量与月度补充电量共同构成，理论均价应为两者加权。然而若月度成交量较小、成交集中在特定时段或特定价格区间，叠加年度分时段电量占比变化，最终均价可能出现“低于简单加权预期”的情形。 第四，挂牌与竞价衔接及结算口径差异，可能是价差的重要来源。辽宁代理购电按照集中竞价结果形成挂牌价格并组织交易。挂牌价格、成交电量的时段分布、偏差考核与结算规则、以及是否存在跨月调整或补充采购等安排，都会影响最终披露的“平均购电价格”。在市场化程度提升后，单纯用“年度均价+月度均价”进行线性加权，可能无法完整反映实际结算口径下的综合成本。 影响——价格下行利好企业降本，但也对市场预期与风险管理提出更高要求 从积极上看，代理购电价格走低有助于降低工商业用户用电成本，增强企业预期稳定性，特别是对用电量大、成本敏感的制造业企业具有直接利好。此外，价格快速变化也提示市场：新能源全面入市、现货与中长期联合推进的大背景下，电价将更充分反映供需与时段价值，“均价思维”需要向“结构思维”转变。 从风险角度看，若市场主体对交易窗口、成交结构、结算口径理解不足，可能导致对电价走势判断偏差，进而影响企业生产排程、电力零售合同签订及风险对冲安排。对售电公司、电力用户而言，价格信号若缺乏透明解释，也可能放大市场猜测，影响交易秩序和预期管理。 对策——强化信息披露、完善衔接规则、提升分时价格的可理解性 业内建议，下一步可从三上提升价格形成的透明度与可解释性： 一是深入细化披露代理购电电量来源构成，明确年度分摊电量与月度补充电量的比例、分时段占比，以及对应的结算价格口径，减少“均价差异”带来的误读空间。 二是优化年度与月度交易的衔接机制，特别是挂牌价格引用竞价结果后的执行细则、成交不足时的补购路径与成本归集方式，避免因规则理解差异导致结算结果与市场预期偏离。 三是引导市场主体强化分时段用电管理与交易策略，通过负荷管理、合同组合优化等方式提升对价格波动的适应能力，推动分时电价信号更好服务电力保供与新能源消纳。 前景——市场化交易将成为常态，关键在于用规则透明稳定市场信心 可以预期，随着新能源电量全面进入市场、集中交易机制完善，电价波动与结构分化将更具常态化特征。辽宁等地探索分时段交易、以场内交易形成代理购电价格，是电力市场化改革深化的体现。下一步，只有在规则稳定、信息透明、结算清晰基础上，才能让价格信号更准确反映资源稀缺程度与时段价值，推动电力系统在保供、安全、低碳之间实现更优平衡。
电力市场化改革如同破茧成蝶，过程中难免经历阵痛。辽宁的实践表明，只有坚持市场化方向，优化交易机制，才能最终实现资源优化配置的改革目标。这场深刻的制度变革不仅关乎行业格局重塑，更是实现"双碳"目标的关键支撑。未来随着改革加快，中国电力市场必将体现出更强大的生机与活力。