电力现货发展意义、政策、试点现状及展望分析

电改提速，电力现货覆盖范围持续扩大。

1. 发展电力现货的意义：促进消纳、引导需求、增强保供能力

“双碳”目标推动能源转型，新能源电力结构占比提升。2023年新能源新增装机总共293GW， 同比+134%，占同期新增装机的 82%；截至 2023 年，新能源累计装机达到 1051GW，占同期累计 装机的 36%。我们预计 2025 年新能源合计装机量将超过 15亿千瓦（1500GW），较目前仍有 400- 500GW 左右的增量。在新能源高速增长背景下，弃风、弃光率面临较大压力。 电力现货促进可再生能源消纳。现实中，在新能源发电量大幅增加、火电供应充足的情况下， 电力现货市场的电价将大幅下降，从而产生两方面的效应：一是引导火电企业降低出力，电力现 货市场的低价格激励火电机组降低发电负荷，以便更多地容纳新能源发电；二是刺激电力用户增 加用电需求，从而提高了用户电力消耗，有助于新能源的消纳。

电力现货引导用户用能需求。通过电力市场的分时信号引导用户改变用能习惯，由过去的 “按需用电”转变为“按价用电”，初步实现传统调峰模式向荷网源储协同互动方式的转变，有 效提升电力系统的稳定性和灵活性。以山东、甘肃为例，午间光伏大发时，用户侧享受低谷电价。 2022-2023 年，山东、甘肃低谷时段对应负荷比例提升。

电力现货提升电力保供能力。以 2022 年夏季为例，由于持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯， 全国电力供需紧张，8 月四川开启紧急限电。供需紧张推动省内与省间现货价格双双维持高位， 以山西省为例，2022 年 8 月，省内有 9 天全时段上限价 1500 元/MWh，为山西电力市场开启以来 首次；省间月度均价近 3000 元/MWh。山西省发挥能源资源大省优势，创造条件给全国 22 个省份 提供电力支援，有效缓解了华东、华中、西南区域的电力供应紧张形势，切实保障了多省市的高 峰电力供应。

2. 电力现货政策回顾：覆盖范围持续扩大，各省建设时间点明确

第二次电改明确提出建立中长期与现货并举的电力市场。2015 年电改 9 号文配套文件《关于 推进电力市场建设的实施意见》将电力市场划分为“中长期市场”和“现货市场”，明确提出 “具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐 步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。” 从国外电力市场建设现状来看，电力市场中普遍存在中长期稳定市场和短期的动态交易市场，这 种市场结构充分体现了风险与利益两种市场元素之间的相互关系。由于我国目前还处于市场化改 革初期，因此以长期稳定交易为主能够很好地规避短期市场带来的风险，而短期市场则是长期市 场的良好补充。

电改提速，电力现货覆盖范围持续扩大。2017 年、2021 年，国家发改委、国家能源局分两批 次选取了 14 个地区作为电力现货市场试点，基本覆盖全国一半地区。现货试点地区开展了各具特 色的实践探索。试运行周期不断拉长，经营主体逐步多元，市场价格优化发用电行为的引导作用 不断显现。2023年 10月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作 的通知》，力促电力现货市场尽快在全国范围内全覆盖，并明确各省电力现货市场建设时间点， 电力现货市场改革明显加速。

首个电力现货市场基本规则出台，指导规范电力现货市场建设，构建全国统一电力市场体系。 2023 年 9 月，国家发改委、国家能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》，这是首部国家 层面指导现货市场设计以及运行的规则，对深化电力体制改革、推动电力市场化进程意义重大。 此次《基本规则》一方面对已实现电力现货市场连续运行的地区进一步规范引导，实现健康持续 发展；另一方面为尚未开展电力现货市场运行的地区开展电力现货市场建设探索提供可借鉴的经 验，降低试错成本，推动全国范围内电力现货市场积极稳妥有序发展。

3. 电力现货试点现状：全国范围铺开，山西、广东已正式运行

第一批电力现货试点区：山西、广东转入正式运行。2023 年，首批 8 个试点地区，山西和广 东分别于 2023 年 12 月 22 日和 12 月 28 日转入正式运行；蒙西、山东、甘肃继续开展连续不间断 结算试运行；福建推动第二阶段电力现货市场建设，全年第一阶段现货市场长周期试运行；四川结合实际探索丰枯季相衔接的市场模式，开展枯水期火电长周期结算试运行工作；浙江推动开展 2 次调电试运行。

第二批电力现货试点区：整体进入长时间结算试运行。第二批 6 个试点地区，江苏、安徽、 辽宁、湖北、河南这 5 个地区全年共完成 9 次结算试运行，运行时间合计 230 天。

非试点地区：全部进入试运行阶段。非试点地区方面，2023年 6 月 20日，江西率先完成全国 首个非试点地区电力现货市场结算试运行，宁夏、河北南网、陕西和重庆于 2023 年下半年陆续启 动结算试运行，青海和新疆首次开展模拟试运行和调电试运行，吉林首次开展模拟试运行。

区域现货市场：南方区域电力现货市场完成首次全域结算。2023 年 12 月 15 日，在南方区域 电力市场交易平台上，来自广东、广西、云南、贵州、海南五省区超过 16 万家发电厂、售电企业 和电力用户达成了约 2000 万千瓦时的电力现货交易，标志着我国全域电力现货交易首次实现了从 模拟运行到实时结算的转变，为构建全国统一电力市场体系迈出关键一步。 省间现货市场方面：2023 年完成整年连续结算试运行。省间电力现货市场覆盖范围为国家电 网和内蒙古电力公司经营区，买方均为电网公司代理购电，售电公司和用户尚未参与，在一定程 度上解决了局部电力过剩、电力消纳困难等问题。

4.电力现货市场展望

交易规模不断扩大，2030 年现货电量超过 1 万亿千瓦时。电力现货市场规模扩大，2030 年现货交易电量有望超过 1 万亿千瓦时。近年来，我国电力市 场改革持续深入推进，市场交易规模持续扩大，市场主体日益丰富，电力市场建设取得阶段性成 效。2023 年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 56679.4 亿千瓦时，同比增长 7.9%， 占全社会用电量比重为 61.4%；我们预计全社会用电量及市场电比例将持续提升，2025、2030 年 全社会用电量达到 10 万亿千瓦时、13 万亿千瓦时，市场电比例 65%、100%，对应市场交易电量 6.5万亿千瓦时、13万亿千瓦时。市场电规模扩大将辐射到电力现货市场，目前现货交易规则允许 全年电量 10%通过现货交易来实现，2025、2030 年对应现货电量有望达到 6500 亿千瓦时、1.3 万 亿千瓦时。

市场机制衔接更为完善，购建全国统一电力市场。电力现货市场衔接机制不断完善，加快购建全国统一电力市场体系。2023 年 9 月国家发改委、 国家能源局《电力现货市场基本规则（试行）》提出电力市场需要一体化推进，特别是加强电力 现货交易与相关交易和机制的统筹衔接等问题，在《基本规则》中设置了市场衔接机制章节，对 现货与中长期、辅助服务、代理购电、容量补偿的衔接提出了各方达成共识的原则性要求。例如， 中长期交易要约定分时电量、分时价格、结算参考点等关键要素，推动调频、备用辅助服务与现 货市场联合出清，探索建立市场化容量补偿机制等。随着电力市场间衔接机制完善，有助于加快 构建全国统一电力市场体系，促进资源在更大范围内优化配置。

2030 年新能源全面参与电力现货市场。2023 年新能源市场电比例接近 50%，预计 2030 年全面参与电力现货市场。近年来新能源逐 步进入电力市场，2023 年市场化交易电量 6845 亿千瓦时，占新能源总发电量的 47.3%。2023 年 10 月国家发改委、国家能源局《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》提出加快放开各 类电源参与电力现货市场，按照 2030 年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合 实际制定分步实施方案。我们预计随着各省电力现货市场建设加速推进，2030 年新能源全面参与 现货交易，以时空价格信号全面反映新能源造成的电力时空供需不平衡，实现新能源在更大范围 内的优化配置和协同消纳。

电力期货市场迎来发展机遇。电力期货市场作为一种高级的电力市场形态，具有价格发现和规避风险的市场功能，可以在 引导电力市场投资、控制系统风险等方面提供帮助。20世纪 90年代，欧美发达国家对电力市场进 行了市场化改革，推出电力现货市场、实行竞争发电、输配分离等举措。而随之而来的电力价格 波动加剧问题又使各国又相继推出电力期货合约。目前美国、欧洲、澳大利亚等许多国家和地区 已引入电力期货交易。

中发 9 号文中已明确“待条件成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、 售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段”。可以看到，在本轮改革推动之初，就已将 电力期货交易设计作为完善市场体系中重要的一环。目前我国是全球最大的电力生产和消费国， 推出电力期货有利于推进我国电力交易市场体系建设，促进现有电力行业的交易更加透明和规范， 引导电力行业长期投资和提供中远期电价信号，符合我国电力行业市场化改革发展的趋势。