2025电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势

2025电力市场化改革与电价体系洞察 面向市场参与者的十大趋势 2025.5 关于落基山研究所（RMI） 落基山研究所Rocky Mountain Institute, RMI是一家于1982年创立的专业、独立、以市场为导向的智库，与政府 部门、企业、科研机构及创业者协作，推动全球能源变革，以创造清洁、安全、繁荣的低碳未来。落基山研究所着 重借助经济可行的市场化手段，加速能效提升，推动可再生能源取代化石燃料的能源结构转变。落基山研究所在北 京、美国科罗拉多州巴索尔特和博尔德、纽约市、华盛顿特区及加利福尼亚州奥克兰和尼日利亚设有办事处。 rmi.org / 32025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 作者与鸣谢 作者 陈 梓 浩，高 硕，江 漪，李 婷，刘 雨 菁，刘 子 屹，田 嘉 琳，谢 俊，张 沥 月 作者按姓名拼音顺序排列。 除非另有说明，所有作者均来自落基山研究所。 联系方式 高硕 ， sgaormi.org 引用建议 高硕等, 2025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势，落基山研究所，2025， https//rmi.org.cn/insights/2025powermarketreviewandoutlook/ RMI 重视合作，旨在通过分享知识和见解来加速能源转型。因此，我们允许感兴趣的各方通过知识共享 CC BY-SA 4.0 许可参考、分享和引用我们的工作。 https//creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/ 除特别注明，本报告中所有图片均来自iStock。 鸣谢 本报告作者特别感谢以下来自企业和研究机构的专家对报告撰写提供的洞见与建议。 韩雪 国务院发展研究中心资源与环境政策研究所 李铎 内蒙古电力交易中心有限公司 南豆 山西风行虚拟电厂研究院 王俊锞 上海蔚来汽车有限公司 王康 安徽佑赛科技有限公司 许庆宇 北京怀柔实验室 张超 国网能源研究院有限公司 章阳 新加坡金鹰集团 专家按姓名拼音顺序排列。 本报告所述内容不代表以上专家及其所在机构观点。 rmi.org / 42025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 引言 8 01 现货市场建设在全国大范围推开，煤价低位运行、新能源占比提高、 供需宽松等多因素决定现货价格走势 .11 2024 年多省现货价格中枢下探，2025 年现货价格普遍将持续承压 .12 分时电价峰谷时段调整紧密联动现货价格曲线 15 02 批发侧买方主体可更加灵活地配置不同中长期交易品种的签约比例， 动力煤价格、现货价格走势与中长期价格走势高度相关 18 批发侧买方主体年度交易的签约比例限制降低，不同品种签约情况将取决于发用两侧. 主体博弈结果. 18 月度中长期交易价格跟随动力煤价格变动，年度中长期签约均价与相近月份月度. 中长期交易综合均价趋近 20 中长期分时段交易持续推进，现货市场价格对中长期交易价格的传导作用加强. 21 03 煤电容量电价重构电源收入结构，新一轮价格调整将为火电利用小时数 留出更多下浮空间 25 煤电容量电价实施首年，发电侧收益模式与用电侧价格组成平稳过渡 25 容量电价水平预期调整，为煤电持续转型提供机制基础 27 04 新能源上网电量全面进入市场，场外机制电价发挥重要过渡作用， 新业态蓄势待发 .28 新能源上网电量迈入全面入市新阶段. 28 机制电价的地方方案设计与执行将是年内关注重点. 30 短期内，136 号文对用户侧新能源与储能互动的促进作用高于电源侧 31 05 分布式光伏回归就近就地开发利用的本质要求，未来收益不确定性上升 .35 2024 年分布式光伏项目开发集中在沿海负荷大省，户用光伏新增装机容量下降明显 35 分布式光伏管理加强，强调就近就地消纳利用 36 分布式光伏入市进程加快，市场收益不确定性攀升. 37 目录 rmi.org / 52025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 06 参与电能量市场套利是独立储能最主要收益来源，调频和容量收益 受政策和市场规则变动影响较大 .40 独立储能收益来源多元化发展，呈现电能量市场价差套利为主、辅助服务和容量. 补偿租赁为辅的局面. 40 辅助服务和容量机制规则仍在不断修订中，独立储能收益对规则变动的敏感性较高，. 测算收益时需考量政策和市场的潜在动向. 42 07 虚拟电厂建设仍处于示范阶段，通过聚合用户侧可调节资源、 参与现货电能量市场、优化用能成本或为近期商业化的破局方向 48 国内虚拟电厂运营商产业背景多样、民营力量活跃. 49 在运虚拟电厂平台多以省级电网为单位，运营商的收益层面仍需进一步建立常态化机制. 50 “负荷类”虚拟电厂可通过“报量报价”参与现货电能量市场为用户实现负荷管理. 和电费优化 52 08 零售市场价格机制与批发市场衔接更加紧密，市场竞争烈度 仍在提升过程中 .57 零售套餐价格分时属性加强，套餐价格与批发市场价格联动在多地被鼓励推行. 57 终端用户用电成本与用电行为关联度提高，零售套餐价格限制的机制设计是. 防范用户电价风险的重要方式. 58 发电背景售电公司“发售一体”的优势开始被规范，电力市场竞争程度将提高. 61 09 绿电与绿证交易制度体系加速完善，交易规模将受参与机制的电量比例、 对应绿证的归属及使用情况影响 .63 绿电与绿证交易制度体系基本建成，规则持续细化有助于支撑用电方声明需求. 64 新能源可持续发展价格结算机制或将调整绿电、绿证供需关系，单独约定环境价值. 成为绿电零售套餐发展趋势. 65 10 多省开始实行居民个人桩分时电价，目前以自愿参与为主，时段和价格主要 参考居民生活分时电价 .68 已有 22 个省份实行个人桩分时电价且以自愿参与为主，居民生活用电分时. 电价为当前主要参考基准 68 个人桩分时电价的实施覆盖面将进一步扩大，时段划分更为精细，价格水平. 的设置将更具针对性. 71 参考文献 .72 rmi.org / 62025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 目录图表 图表ES.1. 2021年以来部分电力市场与电价政策文件重点内容 . 8 图表ES.2. 面向市场参与者的十大趋势汇总 . 10 图表1.1 全国各地区现货市场的建设进度（截至2025年3月） . 11 图表1.2. 2024年度层面关键现货价格数据一览 . 12 图表1.3. 各省风电、光伏同类项目现货均价折价幅度与发电占比的相关性. 14 图表1.4. 广东省2024年电力供需变化一览 . 15 图表1.5. 山东省2024年分时电价与2023–2024年现货价格日内走势对比（以6月为例）. 16 图表1.6 山东省2025年分时电价与2024年分时电价和现货价格日内走势对比. 17 图表2.1. 各省中长期年度签约电量占比下限要求 . 19 图表2.2. 广东省2023年9月–2024年12月月度中长期交易价格与煤炭价格 . 20 图表2.3. 2023年1月–2025年1月广东省年度交易成交均价与月度中长期交易综合价 . 21 图表2.4. 青海省工商业分时电价政策峰谷时段及系数与中长期交易峰谷时段及系数 . 22 图表2.5. 中长期交易分时价格形成方式. 23 图表3.1 分地区发电侧容量收入占容量和电能量收入和的比例测算. （容量电价为每年每千瓦100元的地区）. 26 图表3.2. 分地区煤电容量电费折价及占比测算（2024年平均水平） . 27 图表4.1. 机制电价政策下的新能源项目电量收入来源. . 28 图表4.2 新能源电价政策的主要特征及其差异. 30 图表4.3. 2024年5–2025年4月各省电网代理购电高峰价格（10kV单一制工商业用户） . 32 图表4.4. 2024年山西省与山东省现货市场每日最大价差分布区间. 33 图表5.1. 2023–2024年各省分布式光伏装机容量新增情况 . 35 图表5.2 分布式光伏发电开发建设管理办法针对不同类型分布式光伏的政策规定 . 36 图表5.3 分布式光伏入市省级实施细则. 38 图表5.4. .山东分布式光伏项目入市模拟电价. 39 图表6.1. 分地区独立储能潜在收益来源汇总（截至2025年3月） . 41 图表6.2. 典型独立储能案例在各个省份的收益构成测算 . 42 图表6.3. 山西电力市场相关政策和交易规则更新汇总. 43 rmi.org / 72025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 图表6.4. 山西典型独立储能在电力市场规则体系（V15.0）生效前后辅助服务收益（左）. 和整体收益（右）测算对比 . 44 图表6.5. 代表性省份容量补偿机制汇总. 45 图表6.6. 山东独立储能容量补偿水平变化趋势. 45 图表6.7. 宁夏独立储能容量租赁加权平均价格变化趋势 . 46 图表7.1. 虚拟电厂的核心技术能力与商业模式. 48 图表7.2. 国内108家虚拟电厂运营商产业背景及企业性质全景图 . 50 图表7.3 目前国内在运典型虚拟电厂案例 . 51 图表7.4. 部分省份虚拟电厂参与电力市场规则一览 . 53 图表8.1. 山东和山西市场联动价格套餐具体联动方式. 58 图表8.2. 典型用户用电曲线假设和零售套餐设计相关参数 59 图表8.3. 模拟情景下2024年山东不同用户在不同零售套餐下的用电成本. 60 图表8.4. 浙江零售套餐封顶价格设计示意图 . 61 图表8.5. 部分地区加强售电公司竞争程度的举措 . 62 图表9.1. 2021–2024年全国绿电绿证交易量 . 63 图表9.2. 2025年部分地区分布式项目参与绿电交易的方式. 64 图表9.3. 2024年以来重点绿证政策梳理与分类 . 65 图表9.4. 2024–2025年全国绿证按月交易情况 . 66 图表9.5. 绿证单独交易均价与广东省绿电年度双边交易环境价值均价的对比 . 67 图表10.1. 湖北1881户居民个人桩执行分时电价前后充电负荷曲线. 69 图表10.2. 各省居民个人桩充电分时电价执行情况（截至2024年末） . 70 rmi.org / 82025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 引言 2025年，我国新一轮电力体制改革迎来十周年。 以2015年3月发布的关于进一步深化电力体制改革的若干意见 （中发〔2015〕9 号）为起点，十年来，电力市场化进程稳步推进，电力生产与消费逐步由计划向市场转变，电力 的商品属性被进一步还原。 2020年我国政府提出了 “力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的“双碳” 目标 ，并于 2021 年提出构建“新型电力系统”，电力市场建设步伐持续加快，各类电源、工商业用户和新型主体 在电力市场中的参与度不断提升，一系列推动新型电力系统构建的市场设计和价格机制相继推出（图表ES.1）。 加快建设全国统一电力市场体系、发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用，成为政策与市场的主要方向。 图表 ES.1. 2021年以来部分电力市场与电价政策文件重点内容 成文时间 文件名称 重点内容 2021年10月 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改 革的通知（发改价格〔2021〕1439号） 推动燃煤发电电量和10千伏以上工商业用户全部进入电力 市场，扩大市场交易电价的浮动范围。 2022年1月 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导 意见（发改体改〔2022〕118号） 明确全国统一电力市场体系建设的总体目标和时间节点， 提出健全多层次统一电力市场体系、构建适应新型电力系 统的市场机制。 2023年5月 关于第三监管周期省级电网输配电价及有关 事项的通知（发改价格〔2023〕526号） 确定了工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费 用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成的 顺价模式，核定输配电价，单列上网环节线损费用。 2023年10月 关于进一步加快电力现货市场建设工作的通 知（发改办体改〔2023〕813号） 肯定了电力现货市场在提升电力安全保供能力、促进可再 生能源消纳等方面的显著作用，扩大现货市场建设范围， 推动现货市场转正式运行。 2023年11月 关于建立煤电容量电价机制的通知（发改 价格〔2023〕1501号） 建立煤电容量电价机制（容量电价），支撑煤电机组向基 础保障性和系统调节性电源并重转型。 2024年2月 关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的 通知（发改价格〔2024〕196号） 规范辅助服务交易和价格形成机制，明确费用传导机制， 提升电力系统综合调节能力，促进清洁能源消纳和绿色低 碳转型。 2025年1月 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） 建立新能源可持续发展价格结算机制（机制电价），推动 新能源机组全面进入电力市场并更好支撑新能源发展规划 目标实现。 来源国家发展和改革委员会；落基山研究所整理 回顾过去一年，电力现货市场、容量电价、机制电价等方面的政策和实践取得重要进展，进一步推动搭建面向新 型电力系统构建和高比例可再生能源接入的市场体制和价格体系。 电力现货市场初步成熟，覆盖地域全面拓展，现货市场在价格发现中的作用进一步增强。从 2023 年 12 月末至 2025 年 2 月末，首批电力现货市场建设试点中的山西、广东、山东、甘肃、蒙西五个省级现货市场，以及省间电 力现货市场由试运行转入正式运行，是我国现货市场建设逐步成熟的重要里程碑。现货试点在全国大范围铺开， 29 个省级电网已开展了不同程度的现货市场结算试运行或正式运行。除直接影响现货部分结算以外，现货市场价 格还影响着中长期交易价格走势，其日内价格波动情况还指导着各地分时电价政策的更新。 rmi.org / 92025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 煤电容量电价全面实施，为煤电角色进一步转型奠定机制基础。自2024年起，合规在运公用煤电机组由单一制 电价调整为“电量电价 容量电价”的两部制电价。煤电容量电价机制重构了煤电经营主体的收入结构，固定的 容量收入可减轻对电能量收入的依赖，降低经营主体对高利用小时数的需求，稳定经营主体收入预期，为构建新 型电力系统进程中火电利用小时数的进一步下浮留出更多空间。 新能源机制电价推出，场外机制推动新能源全面入市和高质量发展。 2025 年初，国家发展改革委和国家能源局联 合发文建立新能源可持续发展价格结算机制，推动新能源上网电价由以往的“保障性收购 部分入市”模式转变 为“全面入市 场外保障”模式。新能源上网电量原则上全面进入电力市场，新能源在场内交易完成后，通过新 能源可持续发展价格结算机制，按纳入机制的电量和相应的机制电价水平，在场外进行差价结算。这一机制的建 立既有利于电能量市场进一步优化资源配置，同时也有利于提升新能源项目投资回报的确定性。 展望未来，中共中央办公厅、国务院办公厅于2025年4月印发的关于完善价格治理机制的意见，明确了未 来一段时间深化价格市场化改革和推进电力市场建设的工作重点，包括分品种、有节奏推进各类电源上网电价 市场化改革，稳妥有序推动电能量价格、容量价格和辅助服务价格由市场形成；推动更多工商业用户直接参与市 场交易；完善多层次电力市场体系，推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设；建立健全天然气发电、储能等 调节性资源价格机制；完善新能源就近交易价格政策，优化增量配电网价格机制等。 新一轮电改启动以来，落基山研究所一直深入跟踪和助力电力市场化改革进程。以往的研究中，我们以市场设计 为关注点，分析和讨论“电力市场如何建设”，同时也以市场参与者视角为切入点，推出电力市场化改革与电 价体系洞察和企业绿色电力采购机制进展与趋势两个年度报告系列，力图为发用电主体提供兼具深度和 广度的阶段性洞察。本报告以 2 024电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 和2023 电力市场化改革洞察面向市场参与者的20大趋势 为基础，系统性回顾2024年4月以来电力市场建设和电价 体系构建的重要进展和交易动态，并基于现有观察展望未来的发展趋势。有别于以往主要按市场组成分章节讨论 的形式，此报告中我们用更大篇幅按不同交易主体类型开展更具针对性的分析和讨论 （图表 ES.2）。对于电力体 制改革和电力价格体系在2023年–2024年初的进展内容和2015年–2022年的背景内容，以及部分电力市场和 电力价格体系的基础概念介绍，可以参考 2024 版和 2023 版年度报告中的相应内容。 在加快构建新型电力系统和建设全国统一电力市场体系的大背景下，我们希望本报告可以继续帮助市场参与者深 入理解当前电力价格体系及其未来方向，洞悉市场发展趋势，共同促进电力市场对能源清洁低碳转型和构建新型 电力系统的支撑作用。 rmi.org / 102025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 图表 ES.2. 面向市场参与者的十大趋势汇总 按电能量 市场组成 现货交易 01 现货市场建设在全国大范围推开，煤价低位运行、新能源占比提高、供需宽松等多因 素决定现货价格走势 中长期交易 02 批发侧买方主体可更加灵活地配置不同中长期交易品种的签约比例，动力煤价格、现 货价格走势与中长期价格走势高度相关 按交易 主体类型 传统电源 03 煤电容量电价重构电源收入结构，新一轮价格调整将为火电利用小时数留出更多下 浮空间 新能源电源 04 新能源上网电量全面进入市场，场外机制电价发挥重要过渡作用，新业态蓄势待发 分布式光伏 05 分布式光伏回归就近就地开发利用的本质要求，未来收益不确定性上升 独立储能 06 参与电能量市场套利是独立储能最主要收益来源，调频和容量收益受政策和市场规 则变动影响较大 虚拟电厂 07 虚拟电厂建设仍处于示范阶段，通过聚合用户侧可调节资源、参与现货电能量市场、 优化用能成本或为近期商业化的破局方向 零售用户 08 零售市场价格机制与批发市场衔接更加紧密，市场竞争烈度仍在提升过程中 绿电消费者 09 绿电与绿证交易制度体系加速完善，交易规模将受参与机制的电量比例、对应绿证的 归属及使用情况影响 充电桩 10 多省开始实行居民个人桩分时电价，目前以自愿参与为主，时段和价格主要参考居民 生活分时电价 来源落基山研究所 rmi.org / 112025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 01 现货市场建设在全国大范围推开，煤 价低位运行、新能源占比提高、供需 宽松等多因素决定现货价格走势 2023年底以来，电力现货市场建设进一步全面加速，现货市场目前已在全国29个省级电网区域开展试运行或正式 运行。 图表1.1总结了截止到2025年3月的全国各地区、各层级现货市场的建设进度。省级现货市场层面，继山西、 广东于 2023 年底率先由试运行转为正式运行之后，山东、甘肃现货市场分别于 2024 年 6 月和 9 月转正，蒙西现货 市场于2025年2月转正。此外，湖北、浙江、安徽、陕西均在2024年内从短/长周期结算试运行转为连续结算试运行。 辽宁、河北南网均于2024年11月首次实现为期一个月的长周期结算试运行，也均于2025年3月启动连续结算试运行， 推进速度明显加快。其余大部分省份在 2024 年也均有显著阶段更新，河南、湖南、宁夏、重庆均实现了月度以上的 现货市场长周期结算试运行，青海、吉林、上海、新疆、黑龙江、蒙东实现了短周期结算试运行。区域和全国现货 市场层面，国网省间现货市场在连续结算试运行超过两年后，于 2024 年 10 月 15 日转为正式运行，标志着国网地 区省间与省内两级运作、建设多层次统一市场的模式进一步成熟。2024 年 11 月，南方区域现货市场首次实现全月 结算试运行，运行范围涵盖广东、广西、云南、贵州、海南五个省，仍是我国进展最快的区域级电力市场。 展望2025年，根据关于印发〈2025年能源监管工作要点〉的通知（国能发监管〔2025〕3号），我国将“实 现省级现货市场基本全覆盖”。考虑到目前转正的五个省份从开始连续结算试运行到正式运行均历经超过两年， 为26到40个月不等， 而且关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2023〕813 号）要 求“各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上”后可按程序转正，因此目前处于连续结算试运行阶段的六省中， 湖北、浙江可能会在连续结算试运行满一周年后、在2025年底前率先转正，安徽、陕西、辽宁、河北南网大概 率在2025年维持在当前阶段。福建、江苏、湖南、宁夏等省级现货市场有望进一步转为连续结算试运行，南方 区域电力现货市场预计在二季度开展连续结算试运行，京津冀区域电力现货市场可能开展模拟试运行。 图表 1.1 全国各地区现货市场的建设进度（截至2025年3月） 来源各省市和区域电力交易中心、政府网站、官方媒体等，落基山研究所整理 注 1根据全国统一电力市场发展规划蓝皮书 1 ，现货市场建设分为五个阶段模拟试运行（含调电试运行）、 结算试运行（整 月以下）、长周期结算试运行（整月及以上）、连续结算试运行、正式运行 注 2示例中蓝色为相较于2024 年1 月无阶段更新的省级层面现货市场，红色为区域及全国层面现货市场，绿色为相较于2024 年1 月有阶段更新的市场（对应灰色为 2024 年1 月时所处的阶段） 注 3西藏、京津冀区域、港澳台地区暂未列入整理 模拟试运行含调电 短周期结算试运行 长周期结算试运行 连续结算试运行 正式运行 . 黑龙江 . 蒙东 . 吉林 . 青海 . 湖南 . 新疆 . 上海 . 江西 . 青海 . 吉林 . 上海 . 新疆 . 黑龙江 . 蒙东 . 河南 . 宁夏 . 重庆 . 陕西 . 南方区域 . 福建 . 四川 . 江苏 . 河南 . 湖南 . 宁夏 . 重庆 . 南方 区域 . 浙江 . 安徽 . 湖北 . 湖北 . 浙江 . 安徽 . 陕西 . 辽宁 . 河北南网 . 山东 . 甘肃 . 省间现货 . 蒙西 . 山西 . 广东 . 山东 . 甘肃 . 国网 省间 . 蒙西 rmi.org / 122025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 2024年多省现货价格中枢下探，2025年现货价格普遍将持续承压 价格方面，除国网省间现货外，叠加动力煤价格下降、新能源比例上升、供需偏宽松等因素，连续结算 （试）运 行 省份的现货市场整体延续下降趋势（图表1.2）。山西、广东、山东、甘肃、蒙西现货市场年均价较 2023 年分 别下降 31、108、46、55、100 元 /MWh，同比降幅为 8.9、24.3、13.0、18.2 和 16.5 左右，广东和 甘肃较2022年更是显著下降40.4和35.2。湖北和浙江现货市场分别于2024年4月、5月起开始连续结算 试运行，成交均价较其燃煤基准价分别下浮11.3和12.2。省间现货方面，主要受到汛期（4月1日至10月 23 日）平均气温同比偏高 2.06℃且极端性强、秋季西南地区东部及长江中游流域出现旱情的影响 2 ，8–11 月国网 省间现货价格同比由降转升，8–9 月成交价格更是同比上涨超过一倍，使全年均价提高 15.2。 图表 1.2. 2024年度层面关键现货价格数据一览 来源兰木达电力现货 3 ，落基山研究所 注 1甘肃现货市场由于 2024 年起用户侧不再分为河东、河西进行分区结算，而采用全省统一结算点，历史数据缺失。甘肃现 货市场 2023 年日前均价为 0.302 元 / 千瓦时，实时均价为 0.309 元 / 千瓦时，2022 年年日前均价为 0.381 元 / 千瓦时，实时均 价为 0.388 元 / 千瓦时，图表中展示的是日前均价 4 。 注 2 各省现货规则中出清价格上下限往往大于申报价格上下限，这是由于系统阻塞的存在，导致部分节点增加单位负荷时电力 系统再调度增加的成本会高于（或者低于）市场主体的最高（或者最低）申报价格。例如根据 2024 年 11 月发布的最新版内 蒙古电力多边交易市场规则体系（征求意见稿），出清价格限值调整为 0–3000 元 /MWh，火电申报价格限值为 1–1500 元 / MWh，新能源申报价格限值为0–1500元/MWh。此外，各省现货市场一般还存在风险防范机制（蒙西）或者二级限价（国网地区）， 即若一定周期内现货均价超过设定范围，现货实际结算价格会再次调整到设定范围内。 注 3国网省间电力现货市场送电方和购电方申报价格范围为 0–3 元 / 千瓦时，送电方节点日均结算价格上限为 1.5 元 / 千瓦时， 超过后等比例调减 96 点分时结算价格。 山西 广东 山东 甘肃全网 蒙西全网 湖北 浙江 国网省间 -200 -150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900 950 1,0001,2001,500 3,000 5,150 年均价 年时点最低价格 年时点最高价格 出清价格上限 出清价格下限 燃煤发电基准价 2023年均价 2022年均价 0 347 453 332 443 367 308 353 302 650 1,723 650 607 632414 395 381 389 1,5001,500 1,5001,495 1,500 5,106 1,2001,019 1,424 1,874 1,2001,200 3,000 336 307 247 360 507 316 0 40 0 -200 2 0 0 0 -100 -100-100 40 0 0 -200 563 415364 283 416369 rmi.org / 132025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 具体而言，决定现货价格走势的主要因素有以下三点 其一，动力煤价格持续下行降低煤电发电成本，拉低现货市场价格中枢。 根 据 国家 发 改 委 关 于 做 好 2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知（发改办运行〔2023〕870 号） 5 ，原 则 上 每 家 煤 炭 企 业 签 约 量 不 低 于 自有资源量的 80，发电企业签约量不低于签约需求量（以本企业 2023 年国内耗煤量为基数）的 80，并进 一步加强履约监管。以秦皇岛动力煤（5500 大卡）为例，2024 年年度长协价格基本稳定在 690–710 元 / 吨的 区间，显著低于现货价格的 765–940 元 / 吨的波动区间，电煤中长期合同有效成为了煤电发电成本的“稳定 器” 6 。但中长期合同之外，仍有部分煤电电量需要通过采购市场煤来满足，这也意味着动力煤现货价格的波 动也会一定程度传导到电力现货市场。根据秦皇岛港动力煤（5500 大卡）现货日平仓价计算，2024 年均价 为 860 元 / 吨，较 2023 年下降约 105 元 / 吨，降幅达 10.9。按照度电煤耗 304.8g/kWh 计算，煤电发电 燃料成本对应减少约32元/MWh，这也直接导致了现货市场价格中枢的下降。此外，煤电容量电价机制于 2024 年起正式实施，其帮助煤电机组回收了部分固定成本（详见 03 章），促使煤电机组在现货市场的报价 更加接近燃料成本，一定程度上也造成了 2024 年现货价格的下降。对于 2025 年，在关于做好 2025 年电 煤中长期合同签订履约工作的通知（发改办运行〔2024〕941 号）中 7 ，中长协合理价格区间维持和 2024 年不变，煤炭企业最低签约比例从 80 降低到 75，全年履约率最低要求由 100 降到 90。 2025 年来， 动力煤价格不断走低，秦皇岛动力煤（5500 大卡）年度长协价格已经从 1 月的 693 元 / 吨下降到 4 月的 679 元/吨，而现货交易价更是从1月的770元/吨左右持续下跌到4月的670元/吨左右，已和长协价格持平。 考虑到目前煤炭供给端整体基本稳定、需求端整体偏弱等因素，多家机构都预测2025年动力煤现货价格中 枢将延续下行趋势，以弱势振荡为主，预计年内电力现货价格中枢将因此进一步下探 8,9,10,11 。 其二,电力系统中新能源占比不断提高，拉低其大发时段现货价格。 图表 1.3 显示了山东、山西、甘肃、蒙西 四省光伏、风电同类项目现货均价相对于全市场均价都出现了明显折价，而且伴随着 X 轴代表的光伏 / 风电 发电量占比越来越高， Y 轴折价幅度也随之扩大。这反映了伴随着零边际成本的新能源发电量占比逐步提升， 压缩了现货市场的竞价空间 i ，导致新能源大发时段现货价格明显降低，进而也会进一步拉低全年均价。此外， 分技术类型来看，风电、光伏各自的折价幅度和其发电占比呈现显著正相关性。风电发电占比每提高1， 其在现货市场的平均折价幅度约提高 1.16；对于光伏而言，这一折价幅度更高，达到了 2.0，这体现了新 能源自身在现货市场中的侵蚀效应。在新型电力系统建设背景下，预计2025年全国风电、光伏新增装机将 保持在 2 亿千瓦以上，新能源发电占比有望进一步提高，而且在新能源全面入市的背景下（详见 04 章），更 高比例新能源将入市交易，这意味着上述省份现货价格将更加波动，新能源大发时段的现货价格将继续下探。 i 竞价空间 负荷 - 非市场化出力 - 新能源预测出力。由于目前大多数省份用电侧“报量不报价”，竞价空间则决定了其他发 电机组（主要为火电）的报价博弈空间，报价较低的机组会被优先出清。因此竞价空间较低时，现货市场边际出清价格一 般也会随之降低，反之则升高。 rmi.org / 142025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 图表 1.3. 各省风电、光伏同类项目现货均价折价幅度与发电占比的相关性 来源落基山研究所 注 1折价幅度 Y （风电或光伏同类项目现货加权均价 – 全市场现货加权均价）/ 全市场现货加权均价；发电占比 X 本省风电 或光伏发电量 / 本省总发电量 注 2分析基础数据来源于兰木达电力现货 12 、中 国 电 力 企 业 联 合 会 13 注 3本图所采用的现货均价并不代表电力市场最终结算均价，仅为其在现货市场的捕获价，最终结算价格还受到中长期合同的 显著影响。 其三，电力供需相对宽松促使现货价格下行 。2021 年“电荒”之后批复的大量煤电、气电进入投产期，叠加 部分地区用电量增速不及预期、2024年全国水电来水情况较好，宽松的供需关系加剧了现货价格的下行压 力。以广东为例，2024 年火电平均利用小时数同比骤降 398 小时，主要原因之一即为 2023、2024 年间累计 有 2091 万千瓦新增火电并网，显著高于 2021–2022 期间新增的 932 万千瓦火电。而从图表 1.4 可得，2024 年的用电量增量主要由水电（广东省间净购电也多为云贵地区水电）、太阳能发电、风电等非化石能源供应， 火电发电不升反降。由于省间外来电为政府间协议优先出清，新能源、水电由于边际成本优势也会优先于火 电出清，意味着更多的火电机组要竞争更少的竞价空间，直接导致部分高报价机组难以出清，出清价格降低。 结合 Global Energy Monitor 和中电联的数据，2025 年全国预计新增 5600–8700 万千瓦煤电机组并网， 基本相当于甚至超过2023年和2024年的新增总和6537万千瓦， 新能源新增装机预计仍超过3亿千瓦（2024 年是3.6亿千瓦）， 而用电量增速预计维持在6左右（2024年是6.8），因此在现货市场中发电侧竞争 可能更加激烈。其中，广东在建煤电项目中预计 2025 年投产并网近 1000 万千瓦，另有气电预计新增并网近 1000 万千瓦，均居全国首位，而需求端前三 个月全省用电量增速为 2.2（2024 年全年为 7.3），预计其 供需情况将持续宽松，省内现货价格下行压力大 14,15 。 0 -5 -10 -15 -20 -25 -30 -35 -40 -45 -50 -55 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Y -1.1596X-0.0249 R 2 0.9803 Y -2.0094X-0.1966 R 2 0.9428 山东风电 蒙西光伏 山西光伏 山东光伏 山西风电 甘肃风电 蒙西风电 甘肃光伏 发电占比 X 折价幅度 Y rmi.org / 152025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 图表 1.4. 广东省2024年电力供需变化一览 来源中国电力企业联合会，落基山研究所 分时电价峰谷时段调整紧密联动现货价格曲线 市场机制衔接方面，在现货市场连续结算（试）运行的省份，现货价格对分时电价政策的指导作用更加显著。以 山东省为例，其现货市场自2021年12月起启动不间断结算试运行，此后分时电价政策每年都会调整更新，调 整频率明显加快。在2024电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势报告中，我们曾分 析了上一年度分时电价的调整情况。 2024 年分时电价在 2023 年基础上，调整了冬季、春季和夏季的峰谷时段， 深谷与尖峰时段的调整与现货价格在不同季节的曲线形态高度一致。但是，该报告同时也指出夏季部分时段电价 划分仍与现货价格水平存在不匹配现象，这些时段可能成为分时电价进一步调整的重点方向。 例如，夏季000–600 时段划分为低谷，但该时段现货均价却高于划分为平段的 800–1500；夏季 2200–2300 和 2300–2400 时段 分别划为平段和谷段，但该时段现货均价基本和位于尖峰时段的 2000–2200 处于相同的价格区间（如图表 1.5 所示） 16 。 新增用电量 619 -46 60 74 82 139 310 火电增量 水电增量 核电增量 风电增量 太阳能发电增量 省间净购电增量 单位亿千瓦时 rmi.org / 162025电力市场化改革与电价体系洞察面向市场参与者的十大趋势 图表 1.5. 山东省2024年分时电价与2023–2024年现货价格日内走势对比（以6月为例） 来源国网山东省电力公司，山东电力交易中心，落基山研究所 注横坐标中，日内的第1个小时指 0000 –0100，以