2026电力现货市场建设和运营情况分析报告

12026年2月2电力现货市场能够有效反映市场供需、还原电力商品属性、发现电力时间空间价值，能够更好适应新能源出力的间歇性、波动性、随机性特征。加快电力现货市场建设，是缓解电力供需矛盾，优化装机结构、降低电力系统运营成本和用户用电成本的有效途径。在省发改委和能监办的指导和支持下，调控中心积极配合倒排工期、精心组织，在9月份圆满完成现货市场首次整月结算试运行的基础上，于10月1日无缝转入连续结算试运行，提前一个季度完成国家下达给我省的现货市场建设目标。目前，现货市场整体运行平稳有序、效果初显。31.1电力现货试点建设背景我国电力市场改革开始于20世纪80年代，1988年《电力工业管理体制改革方案》提出“政我国电力市场改革开始于20世纪80年代，1988年《电力工业管理体制改革方案》提出“政551.1电力现货试点建设背景三放开：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社三强化：进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划1.1电力现货试点建设背景4自中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发自中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发化改革以进入以现货市场为代表的“深水区”。中发9号文配套文件明确了我国电动“全国统一电力市场”建设。66771.1电力现货试点建设背景台湾黑龙江新疆甘肃青海吉林辽宁内蒙古北京宁夏天津河北西藏第一批现货试点第二批现货试点重点推进地区其他地区云南陕西河南台湾黑龙江新疆甘肃青海吉林辽宁内蒙古北京宁夏天津河北西藏第一批现货试点第二批现货试点重点推进地区其他地区云南陕西河南江苏重庆湖北湖南安徽江西浙江上海贵州广西广东福建2海南海南省级现货市场推进情况881.1电力现货试点建设背景新一轮电改目标是新一轮电改目标是：构建清洁、高效、安全、可持续发展的有效竞争的市场结构和市场体系，991.2建设电力现货市场的必要性市场建设是助力构建新型电力系统的重要支撑大部分地区电力供应“又多又少”、“余缺急转”的情况已成为普遍现象。实现电网安全稳定运行1.2建设电力现货市场的必要性现货市场是基于电力实时平衡的电能量交易。1、发现价格、引导供需2、促进竞争、优化配置电力现货市场可有效还原电力商品属性，真实反映电力商品在时间和空间上的供需关系2、促进竞争、优化配置电力现货市场以竞价出清的组织方式促进了电能量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置。,引导发用电资源响应市场价格波动，提升电网调节能力、缓解阻塞，同时为中长期交电力现货市场以竞价出清的组织方式促进了电能量交易的充分竞争，实现了电力资源的高效、优化配置。3、保障运行、管理阻塞4、引导规划、量化决策电力现货市场价格能够有效引导电源、电网的合理规划，为电网规划4、引导规划、量化决策电力现货市场价格能够有效引导电源、电网的合理规划，为电网规划和投资建设提供量化决策依据。1.3电力市场总体架构电力市场结构极其复杂，各个电力细分市场因其交易品种、市场主体、电力市场结构极其复杂，各个电力细分市场因其交易品种、市场主体、出清机制、价格机制等电力市场总体架构通常是围绕电力现货市场构筑形成的。根据电力市场的实质和特点，其总体架构1.3电力市场总体架构1、电力市场在交易品种上呈现互补性按交易品种的不同，电力市场通常包括电能量市场、电力辅助服务市场、容量市场（或容量成本补偿机制）等。电能量是整个电力市场的主要交易标的物，因此，电能量市场也就成为电力市场的主要子市场，电力现货市场属于电能量市场范畴。2、电力市场在时间维度上呈现连续性按交易周期长短，电能量市场通常可分为电力中长期市场和电力现货市场。电力中长期市场还可根据交易周期的差异进一步分为多年、年、月、多日交易等。电力现货市场根据市场模式的差异可进一步分为日前市场、日内市场、实时市场。1.3电力市场总体架构按照国家建设电力市场“统一市场、两级运作”的原则，在空间维度上，电力市场总体包括省间（国家）市场与省级/区域市场。省级市场按照统一规则参与省间集中交1.4市场成员发用两侧均为不完全市场发用两侧均为不完全市场按照现货规则结算不按现货规则结算市场化机组非市场化机组发电（边界条件）外来电（边界条件）发电外来电市场化燃煤机组、全部新能源项目外来电水电、燃气、抽蓄、自备等用电现货用户市场化用户市场化工商业及电网代理工商业用户居民、农业参与现货不参与现货（市场边界）参与现货不参与现货河南发用两侧参与现货市场情况非市场用户电源侧用户侧1.5市场模式式结算。全电量竞价模式可有效还原电力商品属性，增加市场竞争，优化资源配置，形成的价格信号能够引导发用两侧积极参与系统调节。全电量竞价模式能够实现最高的市场效率，是对负荷曲线新能源、优发曲线外电、水电、燃气、抽蓄、自备发电等市场化机组竞价空间午间小晚峰大1.6市场申报河南现货市场概况1.6市场申报煤电机组、集中式新能源煤电机组、集中式新能源申报电能量报价曲线；集中式新能源申报运行日出力预测曲线；1.6市场申报售电公司、售电公司、电力批发用户申报运行日的用电需求曲线，不申报价格；独立储能申报运行日的充放电曲线，不申报价格。1.7现货市场出清（SCED）（SCUC）电力现货市场交易中最主要的两个工具，本质是数学优化问题。国外成熟电力市场普遍采用SCUC、SCED模型进行电力现货市场的出清。1.7现货市场出清数据输入数据输入•最小化发电成本(运行成本+启停成本)•系统约束（供需平衡、正负备用、旋转备用）等）•机组群约束（开机约束、电力电量约束）经济调度(SCED)模型日前、实时出清结果1.8价格机制电力现货出清价格形成采用边际出清价格机制，主要包括系统边际电价、分区边际电价和系统边际电价是指在现货电能交易中，按照报价从低到高的顺序逐一成交电力，使成交的1.8价格机制节点边际电价模式适用于电网阻塞程度较为严重、输电能力经常受限的地区。节点边际电价也称为节点电价，是指计算特定的节点上新增单位负荷(一般为1MW)所产生的新增发电边际1.9结算机制现货市场分为日前市场、实时市场，成交结果与中长期合同曲线进行偏差结算，采用“日清月结”的结算模式。对于用户来说，绝大部分电量按照中长期价格执行，只有偏差部分按照现货价格进行结算。以左图为例，蓝色曲线为中长期合同分解曲线，按照合同价格结算；橙色曲线为日前现货市场中标曲线，其与中长期曲线的偏差部分按照日前现货市场价格结算；绿色曲线为实际出力曲线，其与日前中标曲线的偏差部分按照实时现货市1.9结算机制实时市场先结算，日前市场与实时市场开展差价结算，中长期市场与实时市场开展差价结算。结算公式：电能量电费=实时市场全电量电费+日前实时市场差价电费+中长期现货差价电费电费＝实际结算电量×实时市场价格实时市场全电量电费：电费＝实际结算电量×实时市场价格+日前实时市场差价电费：电费＝日前中标量×（日前市场价格－实时市场价格）+中长期现货差价电费：电费＝中长期电量×（中长期价格－结算参考点现货价格）1.10结算机制*有输电阻塞时的节点电价*★边际定价机组100100MW100MW传输容量极限：100MWG1G2报价0.4元/kWh最大发电容量300MW报价0.5元/kWh最大发电容量300MW负荷200MW100MWAB当线路发生阻塞时，A地由G1定价，节点电价为0.4元/kWh；而B地由G2定价，节点电价为0.5元/kWh。B地的价格比A高0.1元/kWh，这个价格差是由于A、B两地间的输电线路阻塞引起的，因此称为阻塞价格。以1小时为例，用户电能量费用支出=0.5元/kWh*200MWh=10万元，电厂电能量费用收入=0.5元/kWh*100MWh+0.4元/kWh*100MWh=9万元，收支电能量费用的差额部分即为阻塞盈余。当用户侧采用节点电价结算时，才会产生阻塞盈余，我省采用发电侧全网加权平均价作为用户侧统一结算点1.11不平衡资金优发优购不参与市场，且在时段上不匹配产生不平衡资金，分摊不平衡资金是利益的再分配优先发电外来电未进入市场的发电电量（抽蓄、燃气、水电、地方电厂优先发电外来电未进入市场的发电电量（抽蓄、燃气、水电、地方电厂公益性服务行业用电优先购电现货市场每15分钟进行一次市场出清，每小时进行一次对应关系，出现不匹配产生不平衡资金。例如负荷高峰时，优先发电不能满足优购部分需采购1.11不平衡资金不平衡资金分摊是利益再次分配的过程，也可视为对消纳优先发电、保障优先购电（居民农业等）成本的分摊。各试点省份将不平衡资金按照一定比例在发电侧、用户侧进行分摊，或在用户侧设置分摊上限，妥善解决了不平衡资金分摊问题。省份不平衡资金分摊比例和办法用户侧发电侧月结算电量等比例分摊月结算电量比例分摊总量的50%（用户侧内部按月度结算电量比例分摊）总量的50%（发电侧内部按月度上网电量比例分摊）蒙西设置用户侧分摊上限超出部分在发电侧按月度上网电量比例分摊l目前试运行阶段，河南不平衡资金仅在发电侧疏导不向用户侧分摊，后续视市场发展情况，探索不平衡资金的疏导方式。1.12现货市场组织流程中长期交易中长期交易曲线分解发电调度计划调整机组实时出力调整中长期交易结果发布出清结果发布计算并发布月结算结果计算并发布日清算结果获取发用两侧分时电量获取实时市场交易结果获取日前市场交易结果D日（每15分钟进行一次）市场主体注册、信息变更等交易申报及数据审核中长期交易公告发布实时市场边界条件准备日前市场边界条件准备出清结果发布事前信息发布实时市场出清日前市场出清中长期交易申报中长期交易出清出清1.12现货市场组织流程满足未来多日系统需求，出清D日开停机结果。程获取检修计划、联力和节点电价1.13省间现货市场省间电力现货市场，主要是指在落实省在国家电网、南方电网和内蒙古电力有1.13省间现货市场2024年12月，发文同意市场化煤电、富余2024年12月，发文同意市场化煤电、富余新能源发电（集中式）参与省间现货市场售余新能源参与省间现货。年累计售出煤电1.3亿千瓦时、均价0.579元/千瓦时，增收0.76亿元；售出富余新能源1.6亿千瓦时、均价0.128元/千瓦时，提高新能源利用率1.13省间现货市场虑输电价格和网损后，折算到卖方节点。卖方市场主体报价按照1.14小结现货市场特征1、省内现货市场是“全电量“竞价市场，要统筹全省保供和电力电量平衡，需承担平衡和安全运行责任，所有发电侧资源均参与对全部负荷的出清和优化，无论是否参与市场都将影响现货价格；从市场主体来看为“不完全”市场，发用两侧均存在非市场化电量，且两者在时间上不匹配，必然出现不平衡资金；从结算比例来看，现货和中长期交易偏差电量按照现货价格结算，中长期交易是“压舱石”，现货价格是“风向标”。2、省间现货市场特征为跨省资源余缺互济，买卖双方自主报量报价，当同时满足送端有富余能力受端有购电需求、通道有剩余空间、购方报价高于售方报价三个条件才能成交。2.1河南电力现货市场建设历程市场市场中长期市场辅助服务市场调控实时市场市场2021年4月河南被确定为第二批电力现货市场建设试点省份以来，在省发改委、能监办领导下，省电力公司高度重视，认真贯彻落实国家深化电力体制改革工作部署以及电力现货市场建设有关要求，调控中心立足河南电力系统实际情况，与各类市场成员通2.1河南电力现货市场建设历程河南电力现货市场完成首次调电（河南电力现货市场完成首次调电（结算）试运行。编制完成河南电力现货市场建设方案和1+6+2交易规则。2021.042022.062023.122022.062022.112025.06河南电力现货市场首次启动整月结算试运行2025.092025.10整月试运行完成后无缝转入连续结算试运行339号文，确定河南为第二批电力现货市场建设试点省份。河南电力现货市场启动首次模拟试运行。河南电力现货市场启动首次长周期调电试运行河南电力现货市场完成首次整周结算试运行建设历程2.2河南电力现货市场规则体系建成结构合理、符合实际、建成结构合理、符合实际、操作性强、技术先进的河南电力市场“1+6+2”交易规则体系电力市场运营基本规则电力市场运营基本规则中长期交易实施细则辅助服务市场实施细则中长期交易实施细则辅助服务市场实施细则结算实施细则容量市场交易实施细则信息披露实施细则场交易实施细则电力市场管理规定电力市场系统运行管理规定河南电力现货市场规则体系，包括1个现货市场运营基本规则、6个实施细南电力现货市场交易提供理论、规则和系统建设保障。管部门同意，于交易平台公开发布。2.32025年6月整周结算试运行情况一、2025年6月整周结算试运行方案关键内容（一）参与范围与参与方式u发电侧：112台统调燃煤机组“报量报价”全电量参与。390座统调新能源场站（不包含光伏扶贫项目“报量不报价”参与，10%上网电量按照现货价格结算，90%上网电量按原方式（0.3779元/千瓦时）结算。u用户侧：售电公司代理110千伏及以上用户，“报量不报价”全电量参与；代理的其它用户（10千伏和35千伏市场化工商业用户10%上网电量按照现货价格结算，90%上网电量按原方式（中长期交易均价）结算。u新型经营主体：12座独立储能电站，“报量不报价”全电量参与，上网电量、下网电量均按照现货价格结算。2.32025年6月整周结算试运行情况（二）价格范围市场申报、出清价格范围0.05～1.2元/千瓦时。（三）价格传导售电公司现货电能量盈利部分的85%以上向全体市场化工商业用户传导，实现改革红利惠及广大电力用户，降低用户用电成本。现货电能量度电盈亏限额，燃煤发电企业、用户侧（售电公司）电能量度电盈亏限额为±0.02元/千瓦时。储能电能量补偿，按照每日一充一放运行（谷充峰放现货价差偏小导致每万千瓦容量日均电能量收益低于0.765万元的部分予以补偿（度冬度夏期间）。40402.32025年6月整周结算试运行情况二、现货市场出清和结算情况（一）市场出清情况u现货市场根据发电机组从低到高报价排序，以满足负荷需求的最后一台机组报u试运行期间出清总电量45.54亿千瓦时（煤电39.15亿千瓦时、统调风电3.87亿千瓦时、统调光伏1.52亿千瓦时日均出清电量6.51亿千瓦时。u出清均价0.075元/千瓦时，最高价0.192元/千瓦时、最低价0.050元/千瓦时，日均价差0.055元/千瓦时。41412.32025年6月整周结算试运行情况二、现货市场出清和结算情况（二）市场结算情况u现货市场开启后，市场主体首先按照中长期签订的价格和电量结算，偏差部分按照现货价格结算。现货价格仅用于偏差部分的计算，不代表用户最终结算价格。u燃煤机组试运行期间累计上网电量36.15亿千瓦时，±2分盈亏风险控制和市场运营费用分摊返还后，结算电费14.71亿元，较现货市场开启前降低1105.81万元，度电降低0.003元/千瓦时。u集中式新能源场站累计上网电量4.57亿千瓦时，10%上网电量按照现货实时价格结算，不平衡资金分摊后，结算电费1.59亿元，度电降低0.031元/千瓦时。42422.32025年6月整周结算试运行情况二、现货市场出清和结算情况u独立储能在市场盈亏风险控制补偿机制下，最终结算电费555.85万元，较现货市场开启前持平。u售电公司实际用电量合计29.78亿千瓦时，±2分盈亏风险控制后，结算电费11.91亿元，较现货市场开启前降低电费支出1965.7万元，折合全电量电价降低0.00659元/千瓦时。u其中向零售用户传导1747万元，较现货市场开启前折合全电量电价降低0.00586元/千瓦时。售电公司较现货市场开启前收入增加218.7万元，折合度电0.00073元/千瓦时。43432.32025年6月整周结算试运行情况三、现货市场运行成效u一是市场运行平稳，结算结果符合预期目标。试运行前测算结果“集中式新能减少2分”。煤电企业在盈亏风险控制和市场运营费用分摊返还后收入降低0.3分；新能源10%接受现货价格收益减少3.1分；售电公司通过现货市场收益增加0.66分（全电量获利向零售用户传导0.59分，储能收益持平，从结算结果44442.32025年6月整周结算试运行情况三、现货市场运行成效u二是电力系统运行安全高效。试运行期间历经天气突变、强降雨、负荷快速变化等场景，调度模式实现从计划到市场的转变，电厂响应现货市场出清指令及时准确，电网保持安全运行的同时，实现市场化手段高效配置电力资源，有效提升电力保供和系统调节能力，为后续试运行奠定坚实基础。u三是提升新能源消纳能力。试运行期间，市场竞争更加充分，煤电机组主动挖掘调峰能力，煤电申报平均运行下限为装机容量的27%，较现货市场开启前下降5个百分点，提升消纳能力230万千瓦，进一步促进新能45452.32025年6月整周结算试运行情况四、发现问题试运行期间±2分盈亏风险控制和110千伏以下用户10%电量接受现货价格起到了稳定市场的预u二是110千伏以下用户10%电量接受现货价格的规则需进一步优化本次试运行考虑到110千伏以下用户首次参与现货市场，为简单46462.42025年9月整月结算试运行情况一、2025年9月整月结算试运行方案关键内容变化（一）参与范围与参与方式u发电侧：统调燃煤机组“报量报价”全电量参与；统调新能源场站（不包含光伏扶贫项目）“报量报价”参与，20%上网电量按照现货价格结算，80%上网电量按原方式（0.3779元/千瓦时）结算。u用户侧：售电公司代理全部参与中长期交易的市场化用户，“报量报价”全电量参与；电网企业代理工商业用户，按照月度偏差电量接受现货价格的方式参与现货交易。u新型经营主体：12座独立储能电站，“报量不报价”全电量参与，上网电量、下网电量均按照现货价格结算。47472.42025年9月整月结算试运行情况（二）价格范围（三）价格传导设定零售合同封顶价格，由用户自主选择是否执行，其余收益向零售用户传导，实现改革红（四）风险防控为保障中长期合同压舱石作用，结合我省市场主体意见建议，在整月试运行中设置超额获利回收机制，允许市场主体最多有10%的电量通过现货价格结算，对现货结算电量超过10%部分的48482.42025年9月整月结算试运行情况二、现货市场出清和结算情况（一）市场出清情况49492.42025年9月整月结算试运行情况二、现货市场出清和结算情况（二）市场结算情况启动成本补偿及分摊、偏差获益回收及返还、超额获利回收及返还）分别为0.441元/千瓦时、0.338元/千瓦时、0.333元/千瓦时、0.363元/千瓦时。集中式光伏、售电公司（含负荷聚合商）度电结算价格分别为0.417元/千瓦时、0.312元/千瓦时、0.308元/千瓦时、0.363元/千瓦时。u调频辅助服务市场月度调频里程270131万千瓦，出清价格0.015元/千瓦，总补偿费用约43502.42025年9月整月结算试运行情况三、试运行成效u一是实现电力市场主体“全覆盖”。u发电侧，全部市场化煤电机组（112台）和所有集中式新能源电厂（402家）“报量报价”参与市场。用电侧，150家售电公司代理全部市场化用户和电网公司代理工商业用户参与市场。12家独立储能作为新兴市场主体“报量不报价u二是现货价格能够真实反映电力商品属性。更贴近发电成本。我省9月上、下旬多阴雨、新能源小发，中旬多晴、新能源大发，上中下旬2.42025年9月整月结算试运行情况三、试运行成效u三是电力现货改革红利向用户传导。u9月份我省电力供需宽松，现货市场价格较低，市场化用户交易结算均价0.369元/度，较中长期交易均价降低约0.008元/度，较8月降低0.035元/度（售电公司度电价格0.363元，较9月中长期均价低1.4分）。现货市场价格将为中长期交易提供风向标，市场用户可以主动调整中长期交易策略，通过市场降低用能成本。2.52025年10-12月连续结算试运行情况二、2025年10-12月连续结算试运行方案关键内容变化（一）参与范围与参与方式、（二）价格范围、（四）风险防控与9月试运行保持一致。（三）价格传导设定零售合同封顶价格，由用户自主选择是否执行，封顶价格将常规用户与分时用户分开计算。其余收益向零售用户传导，实现改革红利惠及广大电力用户，降低用户用电成本。2.52025年10-12月连续结算试运行情况二、现货市场出清和结算情况（一）市场出清情况。u10-12月，日前市场出清总电量540亿千瓦时，均价0.307元/千瓦时，单日最高均价0.563元/千瓦时（11月10日单日最低均价0.069元/千瓦时（12月11日日均峰谷价差0.426元/千瓦时。u10-12月，实时市场出清总电量538亿千瓦时，均价0.297元/千瓦时，单日最高均价0.602元/千瓦时（12月22日单日最低均价0.088元/千瓦时（12月18日日均峰谷价差0.473元/千瓦时。2.52025年10-12月连续结算试运行情况二、现货市场出清和结算情况（二）市场结算情况。u10-12月，考虑市场运营费用分摊返还后u煤电、集中式风电、集中式光伏度电结算价格分别为0.4025元/千瓦时、0.3196元/千瓦时、0.3547元/千瓦时。煤电较中长期均价略有降低，集中式风电、光伏较燃煤基准价也有所降低。u售电公司批发侧购电均价为0.3821元/千瓦时，零售侧到户均价0.3898元/千瓦时，较不开启现货市场降价0.0189元/千瓦时（1-8月零售均价为0.4087元/千瓦时）。u调频辅助服务市场月度调频里程108.9亿千瓦，出清价格0.015元/千瓦，总补偿费用约2.0272亿元，发电侧度电分摊费用约3.85厘。2.52025年10-12月连续结算试运行情况三、试运行情况分析u一是现货市场运行平稳，现货价格逐步下降。u10月-12月，现货市场均价分别为0.385元/千瓦时、0.286元/千瓦时、0.263元/千瓦时，市场均价逐步下降，符合供需形势变化。主要原因，一是11月进入供热季煤电开机方式增大，12月进度度冬保供期外电受入功率增加（天中、青豫送河南功率增加）。二是新能源发电量逐月增加，10月-12月集中式新能源日均发电量分别为1.13亿千瓦时、1.29亿千瓦时、1.38亿千瓦时。两者都会导致市场竞价空间减小。2.52025年10-12月连续结算试运行情况三、试运行情况分析u二是市场价差逐步提高，储能电能量收益增加。u10-12月，实时市场日均峰谷价差分别为0.401元/千瓦时、0.491元/千瓦时、0.534元/千瓦时,独立储能充放价差约分别为0.142元/千瓦时、0.194元/千瓦时、0.2