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]

全国统一电力市场建设进展 - 2025年是全国统一电力市场初步建成的标志性年份，实现了跨经营区常态化交易机制和能源资源的全国范围优化配置 [2] - 电力史上首次实现省间、省内市场协同连续运营，统一市场两级运作体系经历长周期、多场景考验 [2] - 预计到年底完成中长期连续运营及现货连续结算试运行在国家电网经营区域内基本全覆盖 [2] - 以中长期、现货、辅助服务协同运作的电力市场体系结构初步形成 [2] 电力现货市场作用与成效 - 现货市场已成为优化资源配置的重要途径，在保供应、促消纳、促转型方面发挥积极作用 [1][2] - 迎峰度夏期间，国家电网经营区最高负荷达12.35亿千瓦，较去年增加0.55亿千瓦，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准驰援20余个省份 [3] - 市场建设坚持政企协同、顶层设计、立足国情和守正创新四大原则，国家层面构建了'1+6'基础规则体系 [3] 新能源市场化交易发展 - 积极推动新能源上网电量参与市场交易，2024年1-8月新能源市场化交易电量接近6500亿千瓦时，同比增长超30%，占新能源上网电量近60% [4] - 绿电绿证市场供销两旺，2024年1-7月全国绿色电力消费总量5977亿千瓦时，同比增长42.69%，绿电交易电量1817亿千瓦时，绿证交易4.16亿个（对应电量4160亿千瓦时），均增长约42% [4] - 通过绿电绿证交易实现生产企业零碳低碳消费与新能源企业绿色价值回收的双赢局面 [4] 新能源发展面临的挑战与应对 - 新能源快速发展及渗透率提升给电力系统运行带来安全与消纳挑战，存在“又多又少”的矛盾（大发时消纳难、出力小时供应短缺） [5] - 应对措施包括加快构建全国统一电力市场以扩大消纳范围、实现余缺互济 [6] - 需加快建立容量补偿机制等多元价值市场体系，并为传统及新型负荷提供市场引导以提升系统灵活性 [6]

电力市场体系建设重点 - 明确提出电力市场体系建设完善重点，包括优化现货市场交易机制、明确辅助服务市场建设目标、设计容量评估机制 [3] - 支持新能源全面入市，鼓励虚拟电厂、智能微电网、储能等新型主体和用电侧主体“报量报价”参与竞争 [3] - 明确电能量、辅助服务、容量补偿的功能定位，完善交易品种设置，理顺时序、价格、结算等方面的衔接关系 [3] 市场风险防控与运营能力提升 - 随着电力市场化改革深入推进和新型电力系统加快构建，市场运营风险的维度、频度发生深刻变化，对风险防控和运营能力要求提升 [4] - 提出建立包括市场结构、市场行为、市场绩效等维度的市场评价指标体系，推动定量评价工作周期由季度向月度延伸 [5] - 国网公司开展“电力现货市场运营监测分析和风险防控能力提升三年行动”，通过三年时间加强“四个体系、一个能力”建设 [5] 零售市场建设规范 - 明确提出丰富零售市场交易方式、加强批发与零售市场价格传导、提升零售市场透明度等三大建设规范要求 [7] - 后续建设应以“服务代理购电工商业用户入市、打造电商式零售交易生态体系”为目标，遵循“市场有序竞争、信息公开透明、服务便捷高效、主体自律规范”的原则 [7] - 远期需进一步提升灵活服务支撑能力，健全批发市场与零售市场传导机制，为零售用户提供套餐高价风险的预警与管控能力支撑 [7] 全国统一电力市场建设进展 - 省间现货市场与山西、山东、甘肃、湖北、浙江5家省级现货市场转入正式运行，安徽、福建、陕西、河北、辽宁、黑龙江、江苏、吉林8家进入连续结算试运行 [2] - 13地开展试运行，年底前将实现现货结算试运行全覆盖，作为全国统一电力市场初步建成的重要标志之一 [2]