电力现货市场进阶:从试点到全国统一市场的跨越

电力现货市场进阶：从试点到全国统一市场的跨越

2025年8月的一个中午，山东电力现货市场实时电价曲线跌至0.05元/度。储能电站自动启动充电，电动汽车车主收到APP推送“电价低谷，建议充电”，电解铝厂将20%产能转移至午间——这是“电价指挥生产”的日常一幕。而在幕后，遍布全国的现货市场正以每15分钟一次的频率，精准反映每一度电的真实价值。

第一章：从“计划电”到“现货电”的跨越

计划体制的“三大缺陷”

1. 价格信号缺失：标杆电价无法反映电力供需实时变化，用户对电价无感，浪费普遍

2. 资源配置低效：高成本机组与低成本机组“吃大锅饭”，清洁能源的绿色价值难以体现

3. 灵活性价值无法体现：储能、需求响应等资源无法获得合理回报

电力现货市场核心价值

· 发现价格：通过市场竞争形成分时、分地电价

· 优化配置：让低成本机组多发、高成本机组少发

· 激励灵活：为储能、虚拟电厂等灵活性资源定价

全覆盖时间表：截至2025年底，全国除西藏、京津冀等少数地区外，电力现货市场实现全覆盖，山西、山东、湖北、浙江、蒙西等7个省级市场已转入正式运行，南方区域现货市场进入连续结算试运行阶段。

第二章：运行机制——15分钟一次的价格发现

出清逻辑

· 日前市场：提前24小时预出清，如同“电力天气预报”，为市场主体提供决策参考

· 实时市场：每5分钟“滚动结账”，动态平衡电力供需

· 日前市场以发用电两侧自主申报的量价信息出清和结算，通过分时价格信号激励用户合理安排生产计划

“蒙西模式”发用双侧全电量参与

· 发用两侧超90%电量进入电力市场，新能源凭借零边际成本“优先通行”，火电通过灵活调峰赚取“时段差价”

· 2024年煤电最大深调能力达360万千瓦，午间负荷向新能源大发时段转移170万千瓦

电价指挥生产：发电企业与用户在现货市场中展开价格博弈，曾经的“计划调度”彻底成为历史，市场在电力资源配置中的决定性作用得以充分彰显。

第三章：多元主体——谁在现货市场中博弈？

参与主体全景

主体类型 参与方式 获利逻辑

发电企业 报量报价参与 低成本机组多发获利

储能电站 低谷充电、高峰放电 峰谷价差套利+调频收益

虚拟电厂 聚合空调、充电桩等参与 削峰填谷赚取服务费

售电公司 代理用户购电 帮助用户降低电费，赚取服务费

电力用户 报量不报价（目前） 响应电价信号调整用电，获取经济补偿

新型经营主体加速入市

· 储能：山东、甘肃等地形成规模化参与格局，山东已引导34座独立储能电站参与市场

· 虚拟电厂：广东按资源属性分为负荷类与发电类虚拟电厂，支持参与电能量、需求响应及辅助服务交易；山西允许虚拟电厂参与中长期、现货及辅助服务市场

· 分布式能源：浙江、江苏、河北等省份积极探索独立参与或聚合入市的绿电交易路径

第四章：省间与省内——全国统一市场的协同之道

“统一市场，两级运作”框架基本成型

省间现货市场

· 国家电网经营区已建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系

· 2025年夏季用电高峰期间，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份，缓解了局部供电压力

· 2025年1-8月省间现货市场新能源成交电量达77.5亿千瓦时，占比36.5%

2030年远景目标：各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行。

第五章：新能源入市——机遇与阵痛

装机突破：截至2025年底，我国风光合计装机达18.4亿千瓦（风电6.4亿千瓦、光伏12.0亿千瓦），历史性超过火电装机规模，占全国电力总装机的47.3%。

新能源全面入市：新能源全部以“报量报价”方式参与现货市场，固定上网电价成为历史。目前发电侧约86%的装机容量、超80%的发电量已实现市场化定价。

“负电价”现象

· 2025年上半年新能源装机占比突破46%，西北部分区域超70%

· 山东、山西等地冬春季午间负电价出现频率达11%-14%，甘肃等高新能源省份地板价出现频率超30%

· 负电价本质是供需失衡的市场信号，过于频繁会扰乱市场预期，需通过机制优化应对

浙江实践：通过“5分钟滚动出清”等机制，2025年以来增加新能源消纳电量1亿千瓦时，收益提升3500万元，迎峰度夏期间通过价格信号引导用户错峰300万千瓦。

第六章：挑战与未来

当前核心挑战

1. 负荷侧“报量不报价”：电价信号未有效传导至用户，日前市场的金融避险功能在负荷侧失效

2. 跨省区壁垒：各省市场规则差异大，跨省交易和参与主体跨省经营难度大

3. 新型主体适配性不足：现有市场设计多围绕火电特性，储能、虚拟电厂等无法充分适配

4. 价格波动加剧：零电价、负电价等“地板价”现象日益频繁

2027年目标：推动现货市场基本实现正式运行，推动发用两侧各类经营主体全面报量报价参与电力市场。

2030年愿景：基本建成全国统一电力市场体系，现货市场全面转入正式运行，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映。

专家建议：构建“电能量市场+容量市场+辅助服务市场”的多层次体系，让抽水蓄能、储能等灵活资源获得合理收益。

下期预告：《电力期货：中国电力金融市场的下一站》

从现货到期货，电力金融市场正在酝酿突破。我们将深入分析：

· 国际经验：欧美电力期货市场如何运作？

· 中国探索：电力期货上市进展与挑战

· 市场影响：期货如何帮助发电、售电企业规避价格风险？

· 未来图景：2030年电力金融市场的中国方案

现货市场知识卡

1. 1个省级现货市场：日均交易电量5亿度，参与主体200家

2. 1次现货出清：每15分钟形成一次电价，精准反映供需

3. 1项“发用双侧”模式：蒙西发用两侧超90%电量进入市场，新能源优先消纳

4. 1组价格信号：午间光伏大发电价可低至0.05元/度，晚高峰可攀升至0.85元/度

数据来源：国家发展改革委、国家能源局《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》、《电力现货连续运行地区市场建设指引》、《国务院办公厅关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》、中国电力企业联合会、中国储能网、中国能源网等公开资料。向所有推动电力市场化改革的探索者和实践者致敬。

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