八年风雨，闯关夺隘。从零星试点到全国基本全覆盖，实践验证何为“无现货、不市场”。

2015年，《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〔2015〕9号）拉开了新一轮电改的帷幕。2017年，《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）发布，选择8个地区作为第一批试点省份，要求加快现货市场建设工作。截至目前，全国共计25个电力现货市场运行地区，覆盖30个省份和地区，除京津唐和西藏外，现货市场实现全覆盖，提前完成了国家发改委、国家能源局在2025年4月发布的《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）设定的“2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖”这一目标。

普通商品可以靠库存调节供需，但电不能大规模储存，决定了电力系统必须“实时平衡、精准匹配”。而现货市场“一手交钱、一手交货”，通过短时竞争形成反映供需关系的价格信号，被业内喻为“真实价格信号的唯一来源”。换言之，没有现货交易，市场机制就无法真实传递资源稀缺性。

在现货市场基本实现“全覆盖”的背景下全盘审视改革全局，深层次矛盾愈发突出。一方面，受非市场约束影响，价格发现“不精准”，难以真实反映电力供需格局与真实成本；另一方面，即便形成有效价格信号，也面临“有效而不用”的传导梗阻，叠加现货与中长期市场、辅助服务市场等多领域衔接不畅，三大症结交织构成改革深水区的“硬骨头”，这些问题需在“十五五”期间系统性谋划、逐一攻破。

“无现货、不市场”的来时路

八年建设历程，有涉滩之险、有爬坡之艰、有闯关之难，其间经历市场设计与运营实践的反复打磨、发用两侧市场意识的艰难培育、“管住中间”这一关键环节的艰巨探索，深刻印证了现货市场之于电力体制改革的核心地位。

大致而言，这一历程可划分为三个循序渐进的阶段。初期（2017～2019年）属于探索阶段，以各省试点寻求局部突破；中期（2020～2022年）为深化阶段，着力推动煤电入市；近期（2023年至今）聚焦“全国统一电力市场体系”建设，核心工作是推动新能源入市，强化市场间协同运作。

万事开头难。初期探索阶段的核心难题是“如何迈出第一步”。1453号文发布后，业内围绕试点建设方向、路径展开激烈争论，试点推进滞后，多数地区未按计划在2018年底前启动试运行。为破解这一难题，2019年《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号）出台，不仅规范了市场建设方案与市场主体范围，还明确了跨省跨区交易、中长期交易、辅助服务市场与现货市场的衔接协调机制，为试点工作提供了清晰指引，广东、山西等试点先后进入长周期结算试运行。

中期建设阶段可谓险象环生。2020年，山东在为期四天的试结算中产生近亿元不平衡资金，引起广泛关注。究其根本，这是计划与市场“双轨制”深层冲突的集中爆发，但当时不少声音却将问题归咎于市场设计。雪上加霜的是，2021年左右，全国多地出现阶段性缺电局面，电力供需紧张态势凸显。作为反映供需关系的风向标，电力现货市场本应发挥引导作用，但部分地区因担心价格大幅波动引发民生与工业成本压力而不敢开市，建设进程举步维艰。

南方电力调度控制中心技术专家梁彦杰表示，当时各方对电力现货市场的误解有二，一是将现货市场简单等同于降价工具，二是认为现货市场无法保障电力供应。这两大误解曾严重制约了市场的推广与深化。

第一个误解是“现货市场=降电价”。“在传统计划体制下，电能量价格固化于政府核定的目录电价附近，市场普遍缺乏电价波动预期，而现货市场的核心特性恰恰是价格随日内、月度、季节性短期供需变化显著起伏，这彻底颠覆了固定电价的线性思维。广东2020年8月首次全月结算试运行时，现货出清价低至250元/兆瓦时，让市场普遍形成‘现货导致降价’的片面认知；2021年5月国内煤炭价格大幅上涨，电力系统供需紧张，广东第二次全月试结算价格大幅上涨，许多基于初次低价经验制定的交易策略遭遇颠覆性亏损。这一教训表明，正确理解并接受价格双向波动，是市场健康运行的首要认知前提。”梁彦杰表示。

第二个误解是“现货市场不能保供”。在2021年之前，各方多将现货市场视为仅影响电费结算的财务工具，忽视了其通过价格信号平衡供需的核心价值。这一认知短板在2021年能源紧张周期中暴露无遗。当煤炭价格上涨时，多地现货电价随之抬升，电价上涨仅被视作用户负担的增加，导致多数地区因惧怕用户涨价而不敢开市或暂停市场。

梁彦杰补充道：“当时，全国第一批现货试点仍在探索过程中，山西利用价格信号有效激励电源增产，切实保障了电力供应，显著增强了其他省份推进现货市场建设的信心。广东2021年11月份开始进入连续结算试运行，运行期间，现货价格最高触及0.9元/千瓦时，达到当地燃煤基准电价的两倍。这一强烈的价格信号对发电侧行为产生了立竿见影的引导作用，全省非计划停运机组容量从10月31日的约1000万千瓦，以日均约50万千瓦的速度快速恢复，至11月15日已降至150万千瓦的低位。此后，广东再未出现因电力供应问题导致的有序用电现象。至此，行业才真正认识到，现货市场正是通过灵活的价格信号，精准引导市场主体行为，提升电力系统保供与消纳能力。”

面对困局，2021年10月，国家发改委发布《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），建立了“能涨能跌”的市场化电价机制，明确推动燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，并有序推动工商业用户全部进入市场，破解了双轨制“坚冰”，一大批现货试点相继进入长周期结算试运行。

跨越多重挑战后，电力现货市场建设驶入“快车道”。中电联规划发展部改革处处长孙健表示，电力市场规则体系架构为全面推进电力现货奠定了基础，2023年，国家发改委出台《电力现货市场基本规则（试行）》（2023年）及后续的注册、信息披露、计量结算等“1+6”基础规则体系，按照全国统一大市场建设的要求，为全国市场建设提供了统一的“语法”和“标尺”。规则的制定是复杂的系统工程，既要给出全国必须遵守的底线和框架，又要为各地差异化的电源结构、网架条件和改革进度留出空间，努力在全国统一性与地方适应性之间取得平衡。

此后，全国电力现货市场建设形成燎原之势，山西、山东、甘肃、蒙西、湖北等现货试点转入正式运行。随着《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）发布，原则上新能源全部进入电力市场、上网电价全部通过市场交易形成，至此，发电侧80%左右的装机容量、接近80%的发电量以及用户侧80%左右的用电量进入市场。

八年来，电力现货市场建设走过的每一步，都伴随着对市场规律认识的深化，思想的解放与共识的凝聚尤为重要。

孙健表示，市场改革的核心驱动力主要体现在两个方面，一是构建新型电力系统的内在需求和必然要求。传统计划模式已无法高效统筹源网荷储多元资源，现货市场能够提供分时分区价格信号，有效激励灵活性资源投资、引导负荷侧互动，这是实现“双碳”目标的制度性路径。二是来自发用电主体提升整体经济效率的外部诉求。通过大范围的市场化交易，打破省间壁垒，让富余的清洁电力在全国范围内优化配置，增加社会总福利，让发电企业、电网公司、用户、售电公司等各方充分参与市场的建设过程，就关键规则达成共识。

“信号失真、应用脱节”的新局当破

当前电力现货市场面临价格信号“发现失真”与“有效信号闲置”的双重挑战。

一方面，出清价格未能真实反映电能量的时空成本与供需关系，这是多重因素交织作用的结果。

孙健指出，当前现货价格信号在时间维度上已初步显现其灵敏度，能够反映日内的峰谷变化，但在空间维度和资源价值维度上，仍需进行探讨和优化。比如当前经济安全责任范围和电力市场范围不一致，客观上会导致一些地方出于保供稳价、保护本地企业等考虑，设置省间壁垒、干预结算价格等，对价格信号造成了一些影响，未来还需要探索进而真实反映跨区域的供需关系和阻塞成本的价格信号。

业内人士赵林（化名）表示赞同，他认为，目前实时价格的空间信号体现不足。一是部分省份采用全省统一价或有限的几个区域价，无法反映系统阻塞情况。二是时间颗粒度不足，在新能源持续增长的现状下，15分钟出清已无法满足调节需求，系统调节成本巨大。三是跨省跨区交易尚未广泛引入经营主体参与，限制了跨省跨区电力资源优化。

同时，计划与市场“双轨制”并行，导致价格信号发现机制更为复杂。

清华四川能源互联网研究院电力市场研究所常务副所长蔡元纪告诉记者，目前仍有很多因素在场外干预和影响价格信号，比如，财政补贴等保守性的收益保障结算机制、中长期合约锁定过高比例、用户侧价格传导受限、不合理交易规则导致极端市场竞争等。

“计划和市场电量的关系还需不断协调，尽管新能源已全面入市，但西电东送的框架协议，以及部分省份的优先发电计划（特别是水电、核电等）仍占相当比例。这部分电量不参与市场定价，其战略价值和基础保障价值并未在现货价格中体现，这部分电量未来入市需要优先做好价值细分。”孙健说。

另一方面，即便发现了有效的价格信号，价格作为决策“指挥棒”的作用常被搁置，导致市场发现的价格与系统实际运行“两张皮”。

2026年全国能源工作会议将“高质量高标准编制实施‘十五五’能源规划”列为年度首要任务。具体到电力规划，当前电力规划与工业规划仍以传统物理指标与行政主导模式为主，缺乏将价格信号转化为规划依据的有效机制。赵林表示，以蒙西地区为例，其通过差异化价格引导电源向东部高价区集聚、高耗能用户向西部低价区转移，但实践中规划未响应价格信号，最终导致价差从合理分化演变为严重失衡。部分观点提出取消分区定价机制，但这本质上是“损不足而补有余”，与改革方向背道而驰。

跨区交易尤为突出。即便不同省份现货市场已形成显著价差，输电通道的资源配置仍未实现市场化灵活调整。由于当前政策不允许发电主体作为买方参与省间市场交易，部分时段出现电力资源从高价区向低价区逆向流动的非理性现象，价格信号引导跨区域资源优化配置的核心功能被严重制约。

在保供领域亦然。在电力供应紧张场景下，相关部门仍倾向于依赖行政指令保障供电稳定，忽视了现货市场的平衡调节功能。电力现货市场的核心定位之一是通过价格波动引导供需实时匹配，实现系统平衡，因此在现货市场正常运行的区域，无需额外设置功能重叠的调峰市场。行政指令多以供电配额分配为主，未考虑不同用户的价格弹性与用电优先级，既无法激励用户侧削峰填谷，也难以引导发电侧灵活调整出力，进一步加剧供需失衡。

“衔接不畅、有待协同”的沉疴未除

现货市场是电力市场体系的核心，既对中长期市场、辅助服务市场、容量补偿机制及跨省跨区交易产生基础性影响，其核心价值的发挥也离不开各市场间的协同联动。

业内将现货市场比作“所有市场机制的基础底座”并不为过。电力现货市场交易电量和平衡商品，形成了分时电量价格曲线，分时电量曲线为调节商品提供了调用的“基线”，分时电量价格曲线为预留的调节容量衡量机会成本提供了“基准”。电力辅助服务市场和容量市场以电力现货市场为基础，实现电力商品价值。

辅助服务市场方面，蔡元纪认为，应推动现货市场和（部分）辅助服务市场的联合出清。因为电能量与辅助服务在物理上不可分割，在运行中高度耦合，若分开决策，会导致资源错配，无法准确体现辅助服务真实成本。

在电力市场专家王利兵看来，当前，现货市场和容量补偿机制之间需要加强衔接。随着现货市场中新能源发电量占比提升、现货电价走低，在报价和出清阶段严格限价情况下，仅凭现货市场，火电机组无法获取足够的收入来回收固定成本和变动成本，对这些机组产生挤出效应，不利于电力系统长期安全稳定运行。现有容量保障机制以煤电为主，部分省份对储能探索实施了短周期的容量补偿机制，但容量电价以政府直接定价为主，补偿价格市场化水平较低，在容量资源分类复杂、固定成本变化快的情况下，其科学性和合理性难以界定，要么过补、要么欠补，与未来充分竞争的电力市场环境的适应性不足，需要做好现货市场限价、市场结算、发电成本调查等与容量补偿机制的衔接。

现货与中长期市场的衔接问题，已成为行业内外争论的关键焦点，或直接影响市场整体运行效能。

一是价格上下限设置不合理。当前，中长期市场的价格下限设置过高，导致价格信号严重失真。以广东为例，其电力中长期市场价格下限为372元/兆瓦时，较现货市场均价高出约0.04~0.05元/千瓦时。这一刚性约束使得中长期交易实质上沦为“按价格下限成交”的固化模式，市场竞争无法推动价格向合理区间回归。

二是关于中长期的签约比例。赵林认为，当前部分地区中长期合约签约比例高达80%～90%，甚至接近100%，这种强制性、高比例签约模式进一步放大了风险敞口。中长期合约的“压舱石”作用应建立在“有效对冲风险”之上，而非单纯追求签约规模。以电厂为例，若其煤炭长协覆盖率仅为50%，却被要求签订80%的电力中长期合约，那么超签的30%合约需依赖现货煤采购来对冲成本，一旦未来煤炭价格上涨，电厂将面临成本倒挂风险。

三是关于中长期和现货市场的功能。与国外从现货起步不同，我国改革从中长期交易切入，其价格脱胎于计划时代的“煤电标杆电价”。为平稳过渡，改革初期形成了“高比例中长期稳价、少量现货调节偏差”的格局。这使得中长期市场实质上扮演了保障性“实物合同”的角色，而现货市场则被矮化为仅反映短期变动成本的“偏差调节器”。随着“双碳”目标推进，煤电利用小时数锐减，新能源占比激增，这一模式的逻辑基础已经动摇。中长期合同的“实物电量”大幅缩水，却仍背负着回收固定成本的沉重任务；而现货市场则失去了反映真实稀缺性与容量价值的功能。这种功能错位导致了一系列扭曲，在供大于求时，出现中长期价格反常高于现货价格的“价格倒挂”；发电企业为保障基本收益“被迫”采取非竞争性策略，对此施加的严格价格管控，又与市场化改革方向产生张力。

孙健告诉记者，现货市场发现短期价格信号，中长期市场基于年、月尺度发现长周期的价格信号，两者考虑的供需要素基础和最终价格均不一致，但在市场主体的自由持仓选择下，会趋于收敛，因此以往中长期价格中隐性承担的固定成本回收、各类调节费用等逐步显性化，急需同步推进辅助服务、容量等机制发挥更充分的作用。需要同步推进各类配套机制，探索更灵活的中长期交易品种（如多年期购电协议PPA、更短周期的滚动交易），使中长期合同真正发挥风险管理和稳定预期的作用。

零售市场与批发市场的有效衔接方面，梁彦杰表示，无论批发侧的中长期与现货交易如何发展，电力的最终价值必须通过零售市场传导至用户。随着新型电力系统的建设，全国现货批发价格均出现下降。当前的核心矛盾是，终端销售电价无法灵敏跟随批发市场价格波动。国内成品油零售价格每两个星期都会跟随国际油价指数浮动一次。相比之下，电力零售市场的价格形成机制却更为僵化。例如，零售合约中允许与现货价格联动的比例常被限制在较低水平，用户多数情况下只能选择固定价格或与中长期均价挂钩。这使得零售用户无法直接响应系统实时供需：既难以在新能源大发、消纳困难时期享受低价红利，也无法在供应紧张时通过减少用电规避高峰成本。目前各地仍然在批发价格有效向零售市场传导的目标上开展积极的探索。

推动省内市场与省间市场的协同发展，是打破壁垒的必然路径。王利兵指出，一是多级市场体系协同机制有待完善。现行省间、省内两级市场机制下，省间购售双方并不完全承担省内市场的价格责任，造成了不平衡资金。省间现货市场还未实现发电企业与售电公司、电力用户直接“面对面”交易，跨省交易多为“余量调剂”，需要构建跨省跨区市场与省级市场高效协同运行机制。二是省间市场壁垒未完全破除。现货市场“省为实体”的建设模式，导致各省在交易规则、交易品种、价格形成、结算机制等方面存在一定差异。部分地方政府出于本地经济、财政、就业等考虑，通过行政或技术手段对外来电设定隐性门槛，限制了跨省资源流动。

监管方面，王利兵认为，当前，电力市场交易复杂度增加，对监管的专业性、实时性和精准性提出了更高要求，需要不断完善电力市场监管方式，提高信息披露服务水平，谨防电力市场监管的“缺”和“滥”。

“多层协同、要素流通”的体系重塑

站在新起点，电力现货市场建设需聚焦系统深化。

首先是解放思想。赵林表示，要清醒认识试点经验的局限性，早期试点方案是特定资源禀赋、电网结构与政策环境下的妥协产物，临时性安排旨在破解初期改革阻力，并非普适标准。后续推广中部分地区将过渡性机制固化为长期规则，导致“妥协机制”脱离实际，引发价格失真、资源配置低效等问题。建议建立试点经验分类评估机制，明确过渡性机制适用期限与退出路径，构建动态迭代体系，定期根据市场运行效果、技术进步与政策导向优化规则。

孙健表示，一是按照建设统一大市场的要求，进一步促进要素大范围流通，优化配置。落实跨电网经营区常态化交易机制，扩大交易品种和规模，探索跨区输电权交易，落实“西电东送”“北电南送”战略，与市场高效衔接。二是建议平稳推动其余省份现货市场从试运行平稳转入正式运行，进一步优化中长期与现货的衔接机制，可更多采取现货差价结算方式，并研究推出电力金融衍生品（如差价合约、期货），为市场主体提供更丰富的风险管理工具。三是建议加快补齐零售市场、虚拟电厂、负荷聚合商等新业态的市场规则短板。从单一的电能量市场，走向电能量、辅助服务、容量、绿色环境价值等多市场协同的“组合拳”，从发电侧单边市场走向源网荷储多元互动的“全要素市场”。

王利兵表示，下一阶段主要任务是加快形成协同运行、功能完备的多层次电力市场，构建全国统一电力市场体系。建议在省级层面，电力现货市场实现常态化运行，完善可靠性机组组合环节与日前市场有序衔接，完善用户侧参与现货市场机制，动态优化市场限价机制，全面取消发电和用电环节竞争限制，推动现货市场与电力中长期、辅助服务市场融合发展。区域层面，根据各区域经济发展水平、集中优化调度等网情，探索省间市场与省级市场两级耦合出清或两级统一出清模式；推动各区域电网充分发挥余缺互济和资源优化配置作用，为省间、省内市场交易品种提供有益补充。国家层面，逐步扩大跨省跨区市场化交易规模，推动省间现货市场与省（区、市）/区域现货市场联合运行；建立全国统一的市场标准体系框架，为全国统一电力市场提供制度化、技术化基础支撑；将多个范围大小各异的市场高效协同耦合运营，构建一套兼容并包的跨经营区域全国统一电力市场体系。

蔡元纪建议，首先是在全国统一电力市场的框架下，强化省间和省内市场的协同，推动省内市场从连续结算试运行向正式运行稳定转变。其次是完善各种保障机制，比如容量充裕性机制、价格传导机制，灵活运用差价合约等工具。再次是加强批零传导，构建从批发到零售的信息传导体系，构建以“价值共享”为核心的新型商业生态，促进新型主体发挥作用。

赵林认为，应加快出台全国统一市场协同方案，不设层级隶属关系，仅按资源配置场景划分职责。建立全国一体化交易平台与数据共享机制，统一交易技术标准与数据接口，实现不同范围市场交易、调度、结算数据互联互通。优化省间交易与省内市场衔接规则，明确阻塞成本分摊方式，避免“逆市场化”潮流与不平衡资金乱象，通过统一规则、规范时序、畅通数据，实现市场运行与物理电网约束的精准适配。同时，落实“西电东送”等重大国家能源战略，需要革新传统执行思路，借鉴136号文“市场交易+场外机制”设计逻辑，实现战略目标与市场机制分离并行。