中经记者 张英英 吴可仲 北京报道
8月8日，浙江省发展改革委、浙江省能源局、浙江能监办发布《关于浙江电力现货市场转正式运行的通知》，决定自即日起，浙江电力现货市场转入正式运行。
这是电力现货市场建设进入快速发展阶段的一个缩影。《中国经营报》记者梳理发现，2025年已经成为电力现货市场发展的关键年份。继蒙西、湖北在今年2月和6月“转正”之后，浙江成为今年又一个电力现货市场正式运行的地区。这也意味着，截至目前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北和浙江7个电力现货市场已相继转入正式运行。
这一进展与2025年4月发布的“394号文”——《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）的规划高度契合。该通知要求在2025年年底前基本实现电力现货市场全覆盖，明确了20个省区的电力现货市场运行时间表。
多位业内专家在接受记者采访时表示，推动现货交易是电力市场化改革的必然选择。过去几年，现货试点省份的成功运行提供了可行性经验和样本，叠加“394号文”的出台为这一进程设定了明确的时间表，有效推动了各地现货市场的落地实施。值得注意的是，在新能源装机规模快速扩张、用电需求增长态势趋缓背景下，现货市场价格呈现下行趋势。
试点先行到全面推广
自2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国已初步建起省、区域、省间高效协同发展，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系。
作为电力市场体系的重要组成部分，电力现货市场通过开展日前、日内和实时电能量交易，切实反映供需关系，充分体现电力商品属性。
我国电力现货市场建设采取渐进式发展路径。2017年8月，选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为开展电力现货交易的试点。2021年5月，试点范围进一步扩大，增加了江苏、安徽、辽宁等6个省份。
截至2024年年底，全国电力现货市场建设已取得显著成效。根据《2024年度中国电力市场发展报告》（以下简称“《报告》”），山西等4个省级现货市场转入正式运行；蒙西等4个省级现货市场开展连续不间断结算试运行；另有9个省级现货市场已完成整月以上结算试运行，7个省级现货市场完成短周期结算试运行。进入2025年，电力现货市场建设步伐进一步加快，正式运行的省级电力现货市场已经增至7个。
按照“394号文”要求，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行。2025年底前，福建、四川、辽宁、重庆、湖南、宁夏、江苏、河北南网、江西、河南、上海、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海要启动现货市场连续结算试运行。
与此同时，2025年底前，省间现货市场要实现发电企业参与省间现货购电，并加紧研究售电公司、电力用户直接参与省间现货交易的机制。值得一提的是，此前的2024年10月，我国省间电力现货市场转入正式运行。《报告》显示，自2022年1月试运行以来，省间电力现货市场范围由点到面、持续扩大，目前已覆盖国家电网和蒙西电网经营区全域。
某电力专家向记者分析指出，我国电力现货市场建设整体遵循了“试点先行—总结经验—逐步推广”的发展路径。自2017年启动首批试点以来，通过配套政策体系的持续完善、市场机制的不断优化以及组织架构的科学设置，经过多年实践探索和经验积累，目前市场运行机制已趋于成熟，为现货市场全国范围内的全面推广奠定了坚实基础。
九州能源董事长张传名向记者表示：“电力市场化改革进程中，现货市场是发现价格机制的关键环节。‘394号文’的出台为现货市场建设提供了明确的时间表和路线图，有力推动了改革进程。”
飔合科技交易产品总监任倩宜向记者指出，现货试点省份的成功运行验证了市场规则可行性，为新省份提供了可复制的技术、监管和运营模板。同时，她还表示，随着新能源高比例接入，其间歇性和波动性对电网调节能力提出严峻挑战。现货市场可以发现分时价格信号，有效引导储能、可调负荷等市场主体主动削峰填谷，在提升新能源消纳能力的同时，减缓负荷高峰期的保供压力，充分发挥市场在资源配置中的重要作用。
多省现货价格下行
过去一年来，电力现货价格下行引发行业广泛关注。
据兰木达电力现货统计，与2023年相比，除省间现货市场之外，2024年各电力现货市场均价普遍下降。其中，广东省价格降幅尤为显著，山西省的降幅相对较小。
而且，这一下行趋势延续到了2025年上半年。在较早正式运行的五省与省间市场统计中，除甘肃价格上涨外，其他现货市场价格同比下降。省间现货市场价格中幅下跌。各省市场中，蒙西价格下降最为显著。
在业内看来，现货市场电价由供需决定，供应端的影响因素包括火电（含动力煤）、新能源等，需求端的影响因素包括用电负荷、用电量等。
记者据公开数据统计发现，过去一年多时间，动力煤现货市场价格波动下行。2024年，环渤海港口5500大卡动力煤现货市场全年均价862元/吨，同比下跌118元/吨。截至2025年5月底，环渤海港口5500大卡煤炭现货交易价格（CCI指数）为620元/吨，较去年同期下降263元/吨，降幅29.8%。
2024年和2025年上半年，风电和太阳能发电合计新增装机3.6亿千瓦和2.64亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重超八成。与此同时，新能源发电量保持快速增长。而全国全社会用电量2024年同比增长6.8%，2025年上半年同比增长则降至3.7%。
任倩宜告诉记者，在供给侧，新能源发电量处于高速增长期，边际成本优势凸显，其接近零的边际成本持续拉低市场整体出清价，甚至在考虑新能源补贴后可能出现负电价。以蒙西现货市场为例，今年3—5月风光新能源出力相较去年同期跃升了30%—40%，对现货价格冲击极大，风光新能源集中出力时段大概率都是零电价或负电价，这种情况随着各省新能源装机占比的不断提高，可能都会慢慢出现。
此外，任倩宜还分析指出，在需求侧，用电需求增长态势相对放缓，造成电力供需增长速度不匹配。全国上半年第二产业用电量仅同比增长2.4%，全社会用电量同比增长3.7%。“宏观经济增长情况是影响电力消费增长的最主要因素，未来几年内电力消费需求大概率都将保持平稳增长态势，与快速跃升的电力供给增长不匹配，供需比持续偏向富裕，从而出现电价下行。”她说道。
张传名向记者分析，2024年下半年以来，现货市场价格下行，主要原因包括：一是煤炭价格一路走低，火电厂成本相应降低；二是新能源比例不断提高，且造价成本也大幅下降，具备了降低电价的空间，同时导致电力供应较为充足；三是用电量增长缓慢，进一步导致供应相对充裕，发电侧竞争激烈。
关于现货价格趋势，张传名认为，从长期看，现货价格进一步下降的空间有限。预计近三年，电价总体向下是趋势，但下降空间不大。此外，前述电力专家则表示，未来现货价格变化需要根据供需端影响因素进行具体分析，并且要结合不同省份实际进行判断。
任倩宜向记者表示，长期来看，随着储能装机和虚拟电厂等新型主体的发展，电价波动将更趋合理。同时，发电企业和用户也应更加重视发用电时段和电价的关联性，以新能源发电企业为例，亟须从传统的“电量为王”生产思路，转变为总收益最大化的经营目标，特别对于不享受补贴的平价项目而言，单纯追求发电量规模已不可持续，需在出力时段优化、交易策略设计中实现量价协同，建立“电量×电价”的综合收益评估体系。
（编辑：董曙光 审核：吴可仲 校对：颜京宁）