中國儲能網訊：2025年4月16日，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發(fā)布《關于全面加快電力現貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2025〕394號，以下簡稱“394號文”），為各地電力現貨市場建設明確了“時間表”。
在此之前，1月27日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）也提出完善現貨市場交易和價格機制。
《南方能源觀察》（以下簡稱“eo”）梳理發(fā)現，在此政策背景下，2025年上半年，全國各地電力現貨市場建設普遍再次被按下“加速鍵”。
蒙西、湖北兩個省級電力現貨市場分別于2月24日、6月6日轉入正式運行，南方區(qū)域電力現貨市場于6月28日轉入連續(xù)結算試運行，成為我國首個打破省級行政區(qū)劃限制實現多省區(qū)電力資源統一優(yōu)化配置的電力現貨市場。
據eo不完全統計，截至發(fā)稿，394號文要求在2025年底前轉入正式運行的浙江，以及要求在2026年6月底前轉入正式運行的安徽和陜西，均已轉入連續(xù)結算試運行；要求2025年底前啟動連續(xù)結算試運行的福建、四川、遼寧、重慶、湖南、寧夏、江蘇、河北南網、江西、河南、上海、吉林、黑龍江、新疆、蒙東、青海，則均已啟動不同周期的結算試運行。
除電力現貨市場更加“全面鋪開”之外，市場主體參與范圍和方式也迎來新變化。雖然136號文還未全面“落地”，集中式新能源已普遍“入現貨”，且呈“報量報價”趨勢，獨立儲能、虛擬電廠等新型經營主體也在更多?。▍^(qū)）“報量報價”參與現貨市場，在部分?。▍^(qū)）可以過渡性選擇“報量不報價”。用戶側仍以“報量不報價”和“不報量不報價”為主。
價格機制方面，各地普遍設置了電力現貨市場價格上下限，東部沿海地區(qū)價格上限較高，普遍觸達1500元/兆瓦時（1.5元/千瓦時），西部地區(qū)價格上限較低，大多少于1000元/兆瓦時。按照最新版規(guī)則，山東、浙江、江西、蒙東等地允許現貨負電價，山西、重慶、上海等地實施二次限價以控制極端價格波動。
現貨建設再加速
截至發(fā)稿，首批試點地區(qū)中的山西、廣東、山東、甘肅、蒙西和第二批試點地區(qū)中的湖北以及省間電力現貨市場已轉入正式運行。
轉入正式運行的省級電力現貨市場各有特點，國家能源局市場監(jiān)管司指導電力規(guī)劃設計總院等單位于2025年6月聯合發(fā)布的《2024年度中國電力市場發(fā)展報告》指出，正式運行之后，山西進一步完善了新型經營主體參與市場交易機制；廣東推動獨立儲能電站報量報價參與現貨市場；山東先后建立獨立儲能、新能源與其配建儲能聯合體參與現貨市場的交易機制，甘肅發(fā)用兩側雙邊報價，率先實現新能源及用戶報量報價參與現貨市場；蒙西采用日前市場“預出清”不結算的“單偏差結算”現貨市場模式。
eo據公開資料梳理轉入正式運行地區(qū)的最新進展如下表：
參考規(guī)則：山西《電力市場規(guī)則體系（V15.0）》《廣東電力市場現貨電能量交易實施細則（2025年修訂）》《山東電力市場規(guī)則（試行）》《甘肅電力現貨市場管理實施細則（V3.1）》《內蒙古電力多邊交易市場規(guī)則體系（征求意見稿）》《湖北省電力現貨市場交易實施細則（V3.0）（征求意見稿）》
浙江、安徽、陜西、遼寧、河北南網等地和南方區(qū)域電力市場已轉入連續(xù)結算試運行。eo據公開資料梳理上述地區(qū)最新進展如下表：
參考規(guī)則：《浙江電力現貨市場運行方案》《安徽電力現貨電能量市場交易實施細則（結算試運行第5.2版）》《陜西電力現貨市場交易實施細則（連續(xù)結算試運行V1.0）》《遼寧省電力市場運營規(guī)則及配套細則（試行3.1版）》《河北南部電網電力市場基本規(guī)則（試運行V3.0版）》
福建、四川、江蘇、湖南、河南、寧夏、重慶、上海、吉林等地已開展過整月及以上長周期結算試運行。eo據公開資料梳理上述地區(qū)最新進展如下表：
參考規(guī)則：《福建電力市場運行基本規(guī)則（2025年修訂版）》《四川電力現貨市場建設方案（征求意見稿）》《江蘇省電力現貨市場運營規(guī)則（V2.0版）》《湖南省電力現貨市場交易實施細則（征求意見稿）》《河南電力現貨市場2025年第一次結算試運行工作方案》《寧夏電力現貨市場第五次結算試運行工作方案》《重慶電力現貨市場長周期多月結算試運行工作方案（征求意見稿）》《上海電力現貨市場實施細則（結算試運行2025年修訂版）》《2025年上半年吉林電力現貨市場結算試運行工作方案及規(guī)則意見的通知》
江西、黑龍江、新疆、蒙東、青海等地已開展過短周期結算試運行。eo據公開資料梳理上述地區(qū)最新進展如下表：
參考規(guī)則：《江西省電力市場規(guī)則（試行4.0版）》（征求意見稿）《黑龍江省電力市場運營規(guī)則及配套實施細則（試行2.1版）》《蒙東電力現貨市場2025年首次結算試運行的通知》）《青海電力現貨市場規(guī)則匯編（V4.0征求意見稿）》
價格下行何解？
據eo多方面了解，已轉入正式運行的省級電力現貨市場迎來了價格普遍下行，多地現貨價格低于中長期價格。
據《2024年度中國電力市場發(fā)展報告》，2024年已轉正式運行的山西、廣東、山東、甘肅電力現貨市場日前市場均價分別為0.314、0.347、0.316、0.249元/千瓦時，山西高于中長期交易均價 1.1％，廣東、山東、甘肅分別低于中長期交易均價22.7％、14.3％、9.8％；實時市場均價分別為0.324、0.341、0.310、0.269元/千瓦時，山西高于中長期交易均價4.2％，廣東、山東、甘肅分別低于中長期交易均價24.1％、16.1％、2.6％。
“蘭木達電力現貨”微信公眾號顯示，2025年上半年相比2024年上半年，山西、廣東、山東、蒙西實時價格均有下降，只有甘肅有所上漲，除蒙西均價略高于燃煤發(fā)電基準價之外，其他地區(qū)均遠低于燃煤發(fā)電基準價。
此外，由于各地午間時段普遍新能源大發(fā)等原因，山西、山東、甘肅等地“負電價”或“地板價”頻發(fā)。山東、山西、蒙西實時價格曲線均近似“鴨子”型，甘肅曲線近似“盆”型。
業(yè)內普遍推測，疊加動力煤價格下降、新能源比例上升、供需相對寬松等原因，正式運行和連續(xù)結算試運行的省級電力現貨市場價格或將整體延續(xù)下降趨勢。
7月30日，中國電力企業(yè)聯合會發(fā)布的《2025年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》（以下簡稱“報告”）提出，電力供應方面，2025年全國新增發(fā)電裝機規(guī)模有望超過5億千瓦，再創(chuàng)歷史新高，其中新增新能源發(fā)電裝機達4億千瓦左右；預計年底全國發(fā)電裝機容量約39億千瓦，同比增長16.5%左右，其中非化石能源發(fā)電裝機約24億千瓦，占總裝機比重61%左右。電力消費方面，預計2025年全年全社會用電量同比增長5%-6%。
在新能源發(fā)電占比預計進一步提高的基礎上，疊加136號文在各地落地，更高比例新能源入市交易，現貨價格預計將更為波動，新能源大發(fā)時段現貨價格或將繼續(xù)下探，發(fā)電側競爭或將更為激烈。
市場建設方面，由于部分地區(qū)省內中長期交易按旬、周開市，與日前現貨市場存在交易空檔期，并且中長期和現貨限價區(qū)間存在差異，可能造成兩個市場價格之間存在投機空間。
多位從業(yè)者提醒，需要持續(xù)關注在現貨價格持續(xù)下行的情況下，火電等常規(guī)電源是否可以在電能量市場中足額回收成本，建議加快完善輔助服務市場和容量機制建設，通過市場充分反映火電等常規(guī)電源靈活調節(jié)、可靠容量等多元價值。
