电力现货市场建设迈入关键阶段

在近日由中国电机工程学会电力系统自动化专业委员会主办的2025电力市场秋季论坛上，600余位政府领导、高校学者、行业专家及经营主体代表齐聚，围绕现货市场建设、新能源消纳等核心议题展开深度研讨。“加速现货市场全国全覆盖”“促进新能源高质量发展”成为破解当前难题的核心共识。

新电改十年间，我国电力市场建设取得了令人瞩目的成就。然而，在这一历史性跨越过程中，电力系统也面临一些阶段性挑战。随着新能源装机迅猛扩张，午间时段可能出现的“弃光”现象、晚高峰时期的保供压力，以及部分区域偶发的负电价等情况，反映出市场机制与高比例新能源接入的适配性仍需进一步优化。通过持续深化改革、完善市场规则、提升系统调节能力，将为电力行业高质量发展注入新动力。

从试点探索到全面铺开，我国电力现货市场建设已迈入关键阶段。论坛披露的数据显示，截至2025年8月，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级现货市场已正式转入运行；江苏、陕西等6个省级及南方区域现货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”的框架基本成型。

“现货市场不仅是电力资源配置的核心平台，更是保障能源安全的重要抓手。”国家电力调度控制中心主任董昱介绍，国家电网经营区已建成覆盖26个省份、超6000个发电主体的省间现货交易体系。在今夏用电高峰期间，省间现货市场最大互济电力达1432万千瓦，精准支援川渝等17个省份，缓解了局部地区供电压力。

现货市场对新能源消纳的引导作用已初步显现。董昱提到，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%；现货市场连续运行地区火电下调能力提升9个百分点，为风电、光伏腾出更多消纳空间。

作为长三角首个正式运行的省级现货市场，浙江的实践成为典型样本。国网浙江电力副总经理杨玉强透露，通过“5分钟滚动出清”“电能量与调频联合优化”等机制，浙江在迎峰度夏期间通过市场化价格信号引导用户错峰300万千瓦，挖掘用户侧无感调节能力超350万千瓦，有效助力迎峰度夏电力保供，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。

新能源占比持续攀升，正深刻改变电力系统的运行特性。“我国现货市场负电价呈现‘季节性、时段性’特征，已成为高新能源渗透率地区的共性问题。”清华大学电机系副教授郭鸿业指出，负电价本质是供需失衡的市场信号，但过于频繁的负电价会扰乱市场预期，“需通过机制优化而非行政干预应对，比如合理控制新能源装机节奏、释放用户侧灵活性”。

针对高比例新能源系统的核心矛盾，专家建议，电力现货市场要灵敏地反映电能的时间价值，使电价上得去下得来，真实反映不同时段的电力商品价值，负电价和高电价均有益于电力系统运行。“现在情况是高不上去，老担心推高电价，我们应该关心全社会的平均供电成本，测算发现，如果有比较高的峰值电价和比较低的谷电价，能够非常有效引导用户，全社会的平均供电成本是下降的。”

国网能源研究院企业战略研究所改革与市场研究室主任范孟华则强调，价差扩大需与容量机制协同推进。“未来应构建‘电能量市场+容量市场+辅助服务市场’的多层次体系：电能量市场通过中长期合约筑牢保供基础、分时价差激励短期调节，容量市场保障长期供电能力，辅助服务市场细化调频、爬坡等品种，让抽水蓄能、储能等灵活资源获得合理收益。”

在机制创新层面，“新能源全面入市”“省间省内协同”成为重要方向。专家建议，随着政策推动新能源全面参与市场交易，需建立“机制电价+市场化交易”双轨制保障其收益，同时推进“电碳协同”，让新能源的环境价值通过绿电、绿证交易充分体现。“用户侧潜力同样关键，若通过分时电价引导电动车、工业负荷‘午间充电、晚峰避峰’，经济性远高于新建调峰电源。”