中国电力现货市场加速度：七地“转正”与全国版图扩张

2025年，我国电力现货市场建设进入加速推进期。随着蒙西、湖北、浙江三地相继转入正式运行，电力市场化改革正从试点探索迈向全面深化阶段。

（来源：北极星电力市场网 作者：Oksana）

截至目前，全国共有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场及省间电力现货市场转入正式运行；陕西、安徽、辽宁、河北南网、黑龙江、江苏（自9月份起）6个省级现货市场及南方区域电力市场已开启连续结算试运行；福建、四川、重庆、湖南、宁夏、河南、上海、吉林、蒙东、江西、青海、新疆（自8月31日起）12个省级现货市场开展长周期结算试运行。

这一进展与国家发展改革委出台的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号，简称“394号文”）的规划高度契合。该文件要求在2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，并明确了20个地区的电力现货市场运行时间表，为全国电力现货市场建设清晰地指明了方向。

表1 全国各地电力现货市场建设进程

（注：江苏自9月份起开启连续结算试运行；江西8月25日-9月30日启动调电试运行，10月1日起开展电力现货市场连续结算试运行；青海8月27日-9月30日开展电力现货市场第四次结算试运行；新疆电力现货市场8月31日及9月全月开展连续结算试运行）

一、各地电力现货市场进展

（1）7地转入正式运行

截至2025年8月，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个地区已实现电力现货市场正式运行。省间电力现货市场也于2024年10月正式运行，目前覆盖国家电网和蒙西电网经营区全域。

2025年新增的三个正式运行地区各具特色，成为市场化改革的标杆样本。

蒙西作为全国首个实现新能源全电量入市的现货市场，创新采用“发用双侧全电量参与”“日前预出清+实时市场”“现货市场全电量结算+中长期合约差价结算”机制，2025年上半年交易电量约1600亿千瓦时，新能源发电占比达到37%。其首创的用户侧节点电价机制，以呼包断面划分东西结算区域，精准反映电力空间价值差异，有效引导电源布局优化。

湖北作为华中区域和第二批现货试点首个转正的现货市场，推动“能入尽入”原则，68台统调燃煤电厂及288座集中式新能源场站全部“报量报价”参与市场出清，覆盖超过6000家工商业用户。并且创新市场互动模式，推动虚拟电厂入市，引导电动汽车、工业用户、商业体参与市场调节，探索新型负荷资源市场化路径。截至2025年6月，虚拟电厂共接入用户2248户，总容量2057.68万千瓦，累计验证双向调节能力253.69万千瓦。

浙江作为长三角首个正式运行的现货市场，采用“日前+实时”现货组织模式，实现了实时市场5分钟滚动出清、现货电能量和调频辅助服务市场联合出清，最大程度灵活反映市场供需关系。通过引导省内多种电源进入现货市场，提升系统灵活调节能力，逐渐形成“低价电源多发、高价电源顶峰发”的资源优化配置格局。借助现货市场，浙江2025年新增新能源消纳电量已超1亿千瓦时。

表2 电力现货市场转入正式运行的地区

（2）6地（区域）连续结算试运行

目前，陕西、安徽、辽宁、河北南网、黑龙江、江苏6个省级市场以及南方区域电力市场开启连续结算试运行。

作为第二批试点之一，江苏电力现货市场于2022年1月率先启动结算试运行，2025年6月1日开展长周期结算试运行，在经过七次结算试运行后自9月份正式进入连续结算试运行。2025年江苏市场化用户超十四万家，预计全年交易量4800亿千瓦时，省内市场资源优化配置能力提升，建成全国最大省级中长期电力市场。

自2025年6月29日起，南方区域电力现货市场已平稳连续结算试运行超过50天，西电东送电量超过500亿千瓦时，集中式新能源场站已基本实现电力市场全覆盖。南方区域电力市场的建设具有里程碑意义，标志着中国在区域层级统一电力市场建设上取得实质性突破，实现广东、广西、云南、贵州、海南五省区资源的大范围优化配置。

表3 电力现货市场连续结算试运行的地区

（3）12地长周期结算试运行

福建、四川、重庆、湖南、宁夏、河南、上海、吉林、蒙东、江西、青海、新疆（自8月31日开展）正式开展长周期结算试运行。

江西电力现货市场于2023年完成首次结算试运行，是非现货试点中首个开展电力现货市场结算试运行的地区。2024年底在完成9次调电试运行之后，于2025年8月25日至9月30日再次启动现货市场调电试运行，并于10月1日起启动电力现货市场连续结算试运行。

青海2025年目前已完成三次结算试运行，并于8月27日至9月30日开展第四次结算试运行，开展调电及实际结算。青海区别于传统将储能捆绑于电源或用户的模式，将储能作为独立市场主体进行系统性制度设计，使其灵活调节能力得到充分释放，并通过将储能容量电费分摊至工商业用户，为市场主体提供了稳定收益托底。

新疆于2024年底完成首次结算，市场均价低于燃煤基准价，用户侧电费下降，日均出清电量超5亿千瓦时。2025年6月13日至6月22日开展电力现货市场结算试运行，并将于8月31日及9月全月开展连续结算试运行。目标年底前完成连续结算，并建立容量补偿机制，解决高比例新能源接入下的市场平衡难题。

四川、福建作为第一批电力现货市场试点，进展相对缓慢。四川电源结构以水电为主导，水电出力在丰水期和枯水期差异巨大，导致市场天然存在明显的季节性价格波动，且受地形限制，输电线路成本高，存在关键断面阻塞等问题，市场设计难度大幅增加。自7月起，四川电力市场启动现货调电试运行。

福建电力现货市场历经了从发电侧单边参与到发电侧、用电侧双边参与的市场模式转型，目前已进入多月长周期结算试运行阶段。省内燃煤机组全部进入现货市场，独立储能、虚拟电厂、集中式新能源等电源品种也已参与其中，167家不同类型的发电企业在市场中公平竞争。

表4 电力现货市场长周期结算试运行的地区

（4）其他地区

京津冀地区（冀北、天津）目前正积极推进省级现货市场和区域市场建设，预计2025年底启动模拟试运行。

二、电力现货价格分析

电力现货市场价格是市场供需关系的直接反映。数据显示，我国电力现货市场价格总体呈下行趋势。

据《2024年度中国电力市场发展报告》，2024年已转正式运行的四个省级电力现货市场日前均价分别为：山西314元/兆瓦时，广东347元/兆瓦时，山东316元/兆瓦时，甘肃249元/兆瓦时；实时均价分别为：山西324元/兆瓦时，广东341元/兆瓦时，山东310元/兆瓦时，甘肃269元/兆瓦时。与中长期交易均价相比，广东、山东、甘肃现货价格出现不同程度下降。

表5 四地电力现货市场均价及变化对比

现货价格下行的原因是多方面的。首先，煤炭价格下降是重要因素之一。煤炭作为火力发电的主要燃料，其价格波动对发电成本影响显著。近期，煤炭市场供应充足，价格持续走低，使得火力发电成本降低，进而推动了现货市场价格下行。其次，新能源比例提高也对现货价格产生了影响。随着风电、光伏等新能源装机规模不断扩大，新能源发电在电力供应中的占比逐渐提高。由于新能源发电具有边际成本低的特点，其大量接入市场增加了电力供应的弹性，对现货市场价格形成了一定的压制。

北极星电力市场网对2025年7月15日至8月15日这一月的现货价格进行分析，不同地区的电力现货价格呈现出差异化的波动特征。

总体来看，广东、山东、陕西等地区的电力现货价格相对稳定，波动幅度较小，价格基本上在200-500元/兆瓦时的区间内运行；山西现货价格在200-670元/兆瓦时的区间内运行。这一价格区间反映了这些地区电力供需关系的相对平衡，以及市场机制在调节电力价格方面的有效作用。

而蒙西和辽宁地区的电力现货价格波动幅度较大。在部分时段，电价出现大幅上涨，达到700-800元/兆瓦时；而在另一些时段，电价则趋近于零。

蒙西：8月3日的数据显示，发电侧实时出清电量为9.38亿千瓦时，发电侧实时加权电价为742.1元/兆瓦时，用户侧全网算数均价为807.54元/兆瓦时；8月10日，发电侧实时出清电量为9.17亿千瓦时，发电侧实时加权电价为9.24元/兆瓦时，用户侧全网算数均价为20.32元/兆瓦时。

辽宁：7月28日的数据显示，日前结算算术均价为604.65元/兆瓦时，实时结算算术均价为679.71元/兆瓦时；8月15日，日前结算算术均价为7.14元/兆瓦时，实时结算算术均价仅为2.26元/兆瓦时。

现货价格的大幅波动反映了当地电力市场供需关系的瞬时变化。电价大幅上涨通常是由于电力供应不足或需求大幅增加，而电价大幅下降可能是由于当天风、光等新能源发电出力超出预期，或者工业用电负荷突然降低等原因，导致电力供应过剩，从而拉低了市场价格。

山西

广东

山东

蒙西

陕西

辽宁

业内人士认为，未来三年现货价格总体稳中有降，但幅度收窄。随着储能和虚拟电厂等新型主体发展，现货价格波动将更趋合理。并且认为发电企业需转变“电量为王”的传统思路，建立“电量×电价”的综合收益评估体系，通过优化出力和交易策略提升效益。

写在最后

尽管我国电力现货市场建设取得了显著进展，但仍面临新能源波动性影响供需平衡、市场力滥用破坏公平竞争、电网安全运行压力增大以及市场机制衔接不畅等挑战。

此外，当前我国用户侧参与电力现货市场尚处于起步阶段。大部分省级现货市场中，负荷侧普遍采用“报量不报价”模式，用户电价按发电节点加权平均结算。为提升用户侧参与度，有业内人士建议，应逐步引入“报量报价”机制，赋予用户自主报价权利，同时完善分时电价与需求响应补贴政策，通过经济激励引导用户错峰用电，并搭建用户侧数据监测平台以支撑精准决策，从而激活用户侧资源，促进电力市场供需双向互动。

随着2025年“全覆盖”节点临近，中国电力现货市场正从“有没有”走向“好不好”。下一阶段的核心矛盾不再是技术系统能否上线，而是价格信号能否真正驱动规划、投资、运行的深层次优化。

对于政府，需要在市场设计、监管能力、跨省协调上继续迭代；对于企业，需要把现货价格纳入资产全生命周期评估，重塑“电量、电价、容量、辅助服务、绿色溢价”多维度的商业模式。

唯有如此，现货市场才能成为中国能源转型和新型电力系统建设的“加速器”。