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　　当前各省现货市场限价多参考机组会计成本，普遍设为1.5元/千瓦时以内，西北等地多设为不超过1元/千瓦时。该价格上限基本锚定当地最高成本机组发电成本及尖峰电价，未能完全体现供需紧张时电能的稀缺质量成本与机会成本，且大幅低于各地需求侧响应补偿标准。即便如此，部分地区仍通过进一步调低申报出清上限、设定结算均价上限、强化用户电价风险防范等方式，防止出现因市场供需偏紧导致的用户短期用电价格升高的情况。事实上，即便限价较高，高价仅会在供需极度紧张时段出现，供需平衡后主体间的博弈会迅速推动价格回归成本。如2022年省间现货限价10元/千瓦时，华东7—8月供需紧张时成交94.21亿千瓦时（占全年34%），送端均价1.91元/千瓦时，峰值8元/千瓦时——购电侧综合考虑自身用电效用价值后，通过申报高价保障用电稳定，这客观上体现了稀缺电力的价值。9—11月供需形势好转，省间现货成交均价迅速回归甚至低于发电成本，降至0.34元/千瓦时。

　　电力现货市场优化运行中，价格发现与灵活调节资源（火电、水电、储能等）功率经济分配是市场机制的核心。定价电源需满足15分钟级功率分配要求，能够基于现货电价信号动态调整发电出力，其报价是市场出清价形成的关键。但当前市场存在两大矛盾：一是核电、特高压直流等不可调电源受技术限制，调节速率低，难随电价动态调整，该部分出力无法有效参与定价；二是风光等零边际成本电源占比攀升，倾向申报报零或低价以优先出清。当无法灵活响应价格信号的特高压直流和零边际成本电源大规模参与市场优化时，会提供大量低价甚至零价的“刚性”供给，显著改变市场可优化的净负荷曲线形态，拉低整体出清价格水平。短期看，现货市场通过价格反映系统运行成本的作用减弱，电力商品价格和价值脱离，市场对灵活调节资源的激励作用大幅减弱；长期来看，可能影响调节资源的投资意愿。

　　在电力现货市场出清环节，机组组合与经济调度需兼顾有功平衡、备用约束及经济性目标。但因省级备用辅助服务市场缺失，当前以发电成本最小化为目标的出清模型，未将机组提供备用的运行成本及机会成本纳入核算，引发两方面问题：一是开机容量偏离经济最优，模型为满足备用约束倾向多开机（尤其低成本机组），但因存在未计入备用服务的隐性成本，实际开机容量常超经济最优值，造成冗余；二是价格信号失真，冗余开机提升了低价机组边际出清概率，压低全天均价；同时，因未核算备用提供的安全价值，其对应的“安全溢价”未能在市场出清价格中得到合理补偿，最终形成“片面追求经济性目标、忽略安全性成本”的非均衡状态。随着高比例新能源接入电网，系统对快速调节能力与可靠备用的需求激增，亟须建立对可提供可靠容量和优质备用资源的经济补偿市场机制，引导资本投入，激励其保证优越调节性能，支撑电力系统安全可靠和经济高效运行。