2025年中全国各地电力现货市场进展一览

2025年4月16日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《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，以下简称“394号文”），为各地电力现货市场建设明确了“时间表”。

在此之前，1月27日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）也提出完善现货市场交易和价格机制。

《南方能源观察》（以下简称“eo”）梳理发现，在此政策背景下，2025年上半年，全国各地电力现货市场建设普遍再次被按下“加速键”。

蒙西、湖北两个省级电力现货市场分别于2月24日、6月6日转入正式运行，南方区域电力现货市场于6月28日转入连续结算试运行，成为我国首个打破省级行政区划限制实现多省区电力资源统一优化配置的电力现货市场。

据eo不完全统计，截至发稿，394号文要求在2025年底前转入正式运行的浙江，以及要求在2026年6月底前转入正式运行的安徽和陕西，均已转入连续结算试运行；要求2025年底前启动连续结算试运行的福建、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，则均已启动不同周期的结算试运行。

除电力现货市场更加“全面铺开”之外，市场主体参与范围和方式也迎来新变化。虽然136号文还未全面“落地”，集中式新能源已普遍“入现货”，且呈“报量报价”趋势，独立储能、虚拟电厂等新型经营主体也在更多省（区）“报量报价”参与现货市场，在部分省（区）可以过渡性选择“报量不报价”。用户侧仍以“报量不报价”和“不报量不报价”为主。

价格机制方面，各地普遍设置了电力现货市场价格上下限，东部沿海地区价格上限较高，普遍触达1500元/兆瓦时（1.5元/千瓦时），西部地区价格上限较低，大多少于1000元/兆瓦时。按照最新版规则，山东、浙江、江西、蒙东等地允许现货负电价，山西、重庆、上海等地实施二次限价以控制极端价格波动。

现货建设再加速

截至发稿，首批试点地区中的山西、广东、山东、甘肃、蒙西和第二批试点地区中的湖北以及省间电力现货市场已转入正式运行。

转入正式运行的省级电力现货市场各有特点，国家能源局市场监管司指导电力规划设计总院等单位于2025年6月联合发布的《2024年度中国电力市场发展报告》指出，正式运行之后，山西进一步完善了新型经营主体参与市场交易机制；广东推动独立储能电站报量报价参与现货市场；山东先后建立独立储能、新能源与其配建储能联合体参与现货市场的交易机制，甘肃发用两侧双边报价，率先实现新能源及用户报量报价参与现货市场；蒙西采用日前市场“预出清”不结算的“单偏差结算”现货市场模式。

eo据公开资料梳理转入正式运行地区的最新进展如下表：

参考规则：山西《电力市场规则体系（V15.0）》《广东电力市场现货电能量交易实施细则（2025年修订）》《山东电力市场规则（试行）》《甘肃电力现货市场管理实施细则（V3.1）》《内蒙古电力多边交易市场规则体系（征求意见稿）》《湖北省电力现货市场交易实施细则（V3.0）（征求意见稿）》

浙江、安徽、陕西、辽宁、河北南网等地和南方区域电力市场已转入连续结算试运行。eo据公开资料梳理上述地区最新进展如下表：

参考规则：《浙江电力现货市场运行方案》《安徽电力现货电能量市场交易实施细则（结算试运行第5.2版）》《陕西电力现货市场交易实施细则（连续结算试运行V1.0）》《辽宁省电力市场运营规则及配套细则（试行3.1版）》《河北南部电网电力市场基本规则（试运行V3.0版）》

福建、四川、江苏、湖南、河南、宁夏、重庆、上海、吉林等地已开展过整月及以上长周期结算试运行。eo据公开资料梳理上述地区最新进展如下表：

参考规则：《福建电力市场运行基本规则（2025年修订版）》《四川电力现货市场建设方案（征求意见稿）》《江苏省电力现货市场运营规则（V2.0版）》《湖南省电力现货市场交易实施细则（征求意见稿）》《河南电力现货市场2025年第一次结算试运行工作方案》《宁夏电力现货市场第五次结算试运行工作方案》《重庆电力现货市场长周期多月结算试运行工作方案（征求意见稿）》《上海电力现货市场实施细则（结算试运行2025年修订版）》《2025年上半年吉林电力现货市场结算试运行工作方案及规则意见的通知》

江西、黑龙江、新疆、蒙东、青海等地已开展过短周期结算试运行。eo据公开资料梳理上述地区最新进展如下表：

参考规则：《江西省电力市场规则（试行4.0版）》（征求意见稿）《黑龙江省电力市场运营规则及配套实施细则（试行2.1版）》《蒙东电力现货市场2025年首次结算试运行的通知》）《青海电力现货市场规则汇编（V4.0征求意见稿）》

价格下行何解？

据eo多方面了解，已转入正式运行的省级电力现货市场迎来了价格普遍下行，多地现货价格低于中长期价格。

据《2024年度中国电力市场发展报告》，2024年已转正式运行的山西、广东、山东、甘肃电力现货市场日前市场均价分别为0.314、0.347、0.316、0.249元/千瓦时，山西高于中长期交易均价 1.1％，广东、山东、甘肃分别低于中长期交易均价22.7％、14.3％、9.8％；实时市场均价分别为0.324、0.341、0.310、0.269元/千瓦时，山西高于中长期交易均价4.2％，广东、山东、甘肃分别低于中长期交易均价24.1％、16.1％、2.6％。

“兰木达电力现货”微信公众号显示，2025年上半年相比2024年上半年，山西、广东、山东、蒙西实时价格均有下降，只有甘肃有所上涨，除蒙西均价略高于燃煤发电基准价之外，其他地区均远低于燃煤发电基准价。

此外，由于各地午间时段普遍新能源大发等原因，山西、山东、甘肃等地“负电价”或“地板价”频发。山东、山西、蒙西实时价格曲线均近似“鸭子”型，甘肃曲线近似“盆”型。

业内普遍推测，叠加动力煤价格下降、新能源比例上升、供需相对宽松等原因，正式运行和连续结算试运行的省级电力现货市场价格或将整体延续下降趋势。

7月30日，中国电力企业联合会发布的《2025年上半年全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称“报告”）提出，电力供应方面，2025年全国新增发电装机规模有望超过5亿千瓦，再创历史新高，其中新增新能源发电装机达4亿千瓦左右；预计年底全国发电装机容量约39亿千瓦，同比增长16.5%左右，其中非化石能源发电装机约24亿千瓦，占总装机比重61%左右。电力消费方面，预计2025年全年全社会用电量同比增长5%-6%。

在新能源发电占比预计进一步提高的基础上，叠加136号文在各地落地，更高比例新能源入市交易，现货价格预计将更为波动，新能源大发时段现货价格或将继续下探，发电侧竞争或将更为激烈。

市场建设方面，由于部分地区省内中长期交易按旬、周开市，与日前现货市场存在交易空档期，并且中长期和现货限价区间存在差异，可能造成两个市场价格之间存在投机空间。

多位从业者提醒，需要持续关注在现货价格持续下行的情况下，火电等常规电源是否可以在电能量市场中足额回收成本，建议加快完善辅助服务市场和容量机制建设，通过市场充分反映火电等常规电源灵活调节、可靠容量等多元价值。