我国电力现货市场建设进展 - 2025年实现里程碑式突破 省级电力现货市场基本全覆盖 湖北于2025年6月6日 浙江于2025年8月8日转入正式运行 四川 重庆 青海于2025年11月转入连续结算试运行 [2] - 市场建设始于2017年8月首批8个试点 经过八年探索 目前山西 广东等7个省级市场已正式运行 福建 陕西等进入连续结算试运行 提前2个月完成省级现货市场基本全覆盖目标 [2] - 市场经营主体数量达97.3万家 同比增长23.8% 其中发电企业3.7万家 电力用户93.1万家 售电公司4366家 新能源 独立储能 虚拟电厂等新型主体成为重要参与者 [3] - 2025年上半年全国电力市场交易电量2.95万亿千瓦时 占全社会用电量比重升至60.9% 同比提升0.52个百分点 跨省区交易量同比增长18.2% 绿电交易量1540亿千瓦时 同比增幅49.3% [3] - 全国统一电力市场“1+6”基础规则体系初步建成 “1”指《电力市场运行基本规则》 “6”涵盖中长期 现货 辅助服务 信息披露 市场注册和计量结算规则 2025年8月6日印发《电力市场计量结算基本规则》填补体系最后空白 [4] 电力现货市场建设面临的挑战 - 现货市场规模有待扩大 中长期交易仍占绝对主导 2024年全国中长期交易电量5.93万亿千瓦时 占市场化交易电量的95.9% 高占比可能削弱现货市场价格发现功能 [5] - 电力现货价格信号有效性有待提高 一方面对供需反映不够敏感 存在限制价格波动范围 限定必开机组等情况 另一方面对交易主体决策影响有限 大部分省份用户侧采用“报量不报价”模式 价格难以体现负荷需求 [5] - 省级电力现货市场节点电价计算有待优化 节点电价优化计算模型复杂度高 受联络线计划分解 母线负荷预测 稳定限额计算方式等因素影响 计算过程不够透明 偏差可能产生错误价格信号并影响电网安全 [6][7] 电力期货市场建设展望 - 电力期货市场建设以电力现货市场完善为前提 目前尚处研究探索阶段 电力期货有望成为期货市场最具活力和创新性的板块之一 [8][10] - 期货合约标的可能多样化 因各地资源禀赋 产业结构差异导致电力市场供需和价格特征不同 期货标的可以是各省电力现货市场价格 形成不同省份的期货品种 还可依据峰谷价差 绿色属性等设计 最终形成庞大品种系列 [8] - 更适宜采用现金交割 因电力无法大规模经济存储 生产消费需实时平衡 为确保期货价格回归现货价格 必须采用电力现货价格作为交割结算价 境外电力期货市场基本都采用此方式 [9] - 可能建立长短周期合约转换机制 电力期货作为标准化远期合约 可上市年度 季度 月度 周度合约 并实施长短周期转换机制 例如季度合约转为月度合约 以满足交易者个性化需求并提高市场活跃度 [10]