电力市场建设总体成就与挑战 - 新电改十年间电力市场建设取得瞩目成就，但面临新能源装机迅猛扩张带来的阶段性挑战，如午间“弃光”、晚高峰保供压力及部分区域负电价现象 [1] - 问题反映出市场机制与高比例新能源接入的适配性需优化，此为发展中的问题，也是推动市场向更高阶段迈进的重要契机 [1] - 2025电力市场秋季论坛汇聚600余位代表，形成“加速现货市场全国全覆盖”和“促进新能源高质量发展”的核心共识以破解当前难题 [1] 电力现货市场建设进展 - 电力现货市场建设进入关键阶段，截至2025年8月已有7个省级现货市场正式运行，6个省级及南方区域市场开启连续结算试运行，省间现货市场同步正式运行，“统一市场，两级运作”框架基本成型 [2] - 国家电网经营区建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系，今夏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17个省份 [2] - 现货市场对新能源消纳引导作用显现，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%，连续运行地区火电下调能力提升9个百分点 [3] 现货市场区域实践案例（浙江） - 浙江作为长三角首个正式运行的省级现货市场，通过“5分钟滚动出清”等机制，在迎峰度夏期间引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦 [3] - 浙江市场有效助力电力保供，2025年以来增加新能源消纳电量1亿千瓦时，相关收益提升3500万元 [3] 高比例新能源带来的挑战 - 2025年上半年全国新能源装机占比突破46%，西北部分区域新能源发电占比超70%，其间歇性和波动性问题日益突出 [4] - 高新能源渗透率地区出现季节性、时段性负电价，山东、山西等地冬春季午间负电价出现频率达11%-14%，甘肃等地板价出现频率超30% [5] - 传统电源调节能力逼近极限，现有现货市场设计多围绕火电特性，导致储能、虚拟电厂等灵活资源无法充分参与市场，调节能力缺口持续扩大 [5] 市场机制优化建议与共识 - “扩大现货峰谷价差”成为高频建议，测算显示若将浙江现货价格上限从1.2元/千瓦时调整至4.4元/千瓦时，可将发电侧投资回报年限缩短6年，且对用户侧影响较小 [5] - 应构建“电能量市场+容量市场+辅助服务市场”的多层次体系，通过中长期合约筑牢保供基础，容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场让灵活资源获得合理收益 [5] - 需建立“机制电价+市场化交易”双轨制保障新能源收益，推进“电碳协同”体现其环境价值，并通过分时电价引导电动车、工业负荷“午间充电、晚峰避峰” [5] 市场发展前景 - 扩大现货价差、完善多层次市场体系等举措将更精准地平衡“新能源消纳”与“电力安全保供”两大目标 [6] - 合理价差信号将为风电、光伏提供更稳定市场空间，推动清洁能源装机增长，同时激励储能、虚拟电厂等灵活资源规模化发展，缓解系统波动压力 [6]