市场发力,电价下行

市场之“手”显著发力 电力价格持续下行

来源：中国能源观察  记者 杨苗苗

6月24日，江苏2025年7月月度电力集中竞价交易结果公布。本次交易共成交电量92.12亿千瓦时，成交价395.60元/兆瓦时，接近江苏1—7月成交均价390.66元/兆瓦时，价格回归平稳。

之所以称“回归”，是因为江苏6月月度电力集中竞价交易曾出现312.8元/兆瓦时的超低价。此价格在1—7月的成交价格曲线中呈明显凹陷，远低于391元/兆瓦时的江苏省煤电基准价。

电力市场价格持续下行态势显著

月度交易是电力中长期交易的一种。除月度交易之外，电力中长期交易还包括多年、年、季、周、多日等多种时间维度。电力中长期交易价格在迎峰度夏开始之际出现大跌十分罕见。有分析称，这是现货与中长期价格产生交互影响的结果。江苏自今年6月起正式开展电力现货市场长周期结算试运行，对中长期市场交易价格造成一定影响。现货市场价格波动大，发电企业选择在月度交易中低价保本，提前锁定部分收益，以价换量。同时，殷实的新能源装机家底，给了江苏在电价问题上的腾挪空间。截至今年5月底，江苏新能源装机规模达1.09亿千瓦，成为长三角地区首个新能源装机破亿的省份。围绕新能源装机，江苏尽全力增加消纳。此外，作为经济大省，江苏希望通过降电价为工商业企业提供支持的意图非常明显，6月正式施行的江苏分时电价新政就是有力证明。

事实上，江苏6月的价格下降不是孤立事件，把时间线拉长，对比江苏2024年和2025年集中竞价交易成交均价可以看出，价格下行是显著趋势。江苏2024年集中竞价交易成交均价为410—446元/兆瓦时，而2025年上半年则下滑至312.8—411元/兆瓦时，较2024年同比平均下降了11.5%。

除江苏外，广东集中竞价交易价格从2024年下半年也开始持续走低。同时，山东、蒙西现货均价也出现大幅下降的现象。从各地市场成交价不难看出，电力市场价格持续下行已呈显著态势。“电力市场价格均值下降，这个趋势是肯定的。”山西电力现货市场专家邹鹏表示。事实上，这也体现出电力市场建设的本质，还原电力商品真实的价值，并通过价格信号来引导电力资源高效配置，如同“一只看不见的手”。

负荷水平是影响电价最直接因素之一

负荷水平向来是影响电力市场价格的最直接因素之一。江苏7月的价格回归，终究还是由于迎峰度夏旺盛电力需求的拉扯。从历年夏季的负荷变化水平看，6月是负荷明显开始增长的时间节点。

从山东的负荷水平变化图中，可以清晰地看出这一规律。从6月开始，夏季空调负荷激增，负荷水平大幅上涨，并在7月或8月达到全年峰值。

山东电力现货价格近期处于相对低位，但也显现出上涨的趋势。上涨势头与季节性需求变化紧密相关。迎峰度夏期间空调负荷逐渐增加，电力需求上升，推动现货价格上涨。

浙江负电价的出现和消失均围绕着负荷的变化。今年2月，浙江曾频繁出现负电价情况引发市场关注。出现负电价原因复杂，主要是春节期间工业用电需求锐减，叠加新能源消纳刚性较高，火电最小开机容量限制，发电侧无法灵活调节出力等，最终导致负电价集中爆发。国网浙江电力有限公司相关人士透露，目前浙江负电价情况基本消失，正是因为迎峰度夏需求量大。

新能源对电价影响的作用不可忽视

新能源在电力市场中的份额逐渐扩大，对电价产生了显著影响。首先，新能源的发电成本影响电力市场价格。由于新能源发电成本相对较低，且受政策扶持力度较大，其成交电量的增加有助于拉低整体电价水平。“有些交易品种边际成本很高，比如火电；有些边际成本极低，比如新能源。”北京索英电气技术股份有限公司董事长、总经理王仕城表示。

其次，新能源的出力特性也影响市场价格。光伏发电的日内出力曲线与用电负荷曲线存在天然错位：午间光伏大发压制日间电价，而傍晚光伏出力骤降后，正值居民用电晚高峰，系统需快速调用火电填补缺口，叠加爬坡影响，推高电价。这种出力特性导致现货出清价格呈现出“两边凸起、中间凹陷”的形态，即早晚高峰价格显著高于日间价格。

山东电力市场“鸭型曲线”特征十分明显：新能源大发月份，午间光伏大发时段电价降低，晚高峰火电调峰成本推升电价高涨。

新能源入市，新能源大发后价格“过山车”效应将更加明显。尤其是，136号文提出放宽现货市场价格限制后，新能源大发月份“鸭型曲线”进一步加强，峰谷价差拉大，午间深谷加深，晚高峰的尖峰更为陡峭。

报价上下限放宽，而峰谷价差未必拉大

各地按照136号文要求，纷纷对现货价格上下限进行了调整。以广东为例，广东细则提出，现货市场上限为当月尖峰电能量价格，下限按照省价格主管部门规定执行。

现货价格上下限调整备受电力市场参与者关注，尤其是储能行业从业者，因为电力现货市场的峰谷价差是储能主要的盈利空间，直接关系到储能在现货市场能否盈利。目前正式运行的电力现货市场中，蒙西电力现货市场峰谷价差较大，日出清最大价差达到1.5元/千瓦时，日峰谷价差平均值达0.77元/千瓦时，有效激发储能等电力系统调节资源的积极性。

对于现货价格上下限放宽以后，峰谷价差是否必然随之拉大，邹鹏解释道：“现货市场的峰谷价差是市场自发形成的，并不是现货价格上下限放宽峰谷价差就能拉大。现货价格上下限放宽以后，峰谷价差能不能随之拉大，取决于达到上下限的时长多少。”

目前，山西电力现货价格的上下限范围较大，为0—1.5元。山西2024年高峰电价达到现货价格上限1.5元的仅有40个小时，而零电价有400个小时，因此峰谷价差平均值并不大，2024年仅为0.26元左右。

对于储能企业能否“吃到这个价差”，邹鹏表示，这取决于日前电价预测的水平。

现货价格波动加剧，在行业的预期之内。邹鹏表示，随着新能源增多，除了电力市场价格均值下降，价差波动性增加也是趋势。

目前，现货价格波动性加剧，尤其是日前现货。2025年山东电力现货市场呈现高频宽幅震荡特征，日前电价波动率处于高位。2025年1—4月数据显示，全市场日前最高价340.6元/兆瓦时，最低价25.7元/兆瓦时，单日价格绝对波动率均值为30.7%。

日前现货和实时现货的主要区别在于交易的时间和价格形成机制：日前现货交易是在提前一天时间确定次日机组的开机组合发电功率；实时现货交易是在小时前组织实施，接近系统的实时运行情况，真实反映系统超短期的资源稀缺程度。

无论日前市场还是实时市场均需要专业预测，而预测误差是不可避免的，并且直接影响日前和实时的价差方向。这就是邹鹏提到的预测水平的重要性。

煤价回落是推动电价下行的重要因素之一

煤炭价格的回落是推动电价下行的重要因素之一。2023年以来，秦皇岛5500大卡动力煤平仓价从813元/吨平稳降至678元/吨。

近年来，煤价在政策干预和市场调整的双重作用下，呈现价格趋稳的特征。

2021年，动力煤现货价格非理性上涨，导致煤电企业生产经营承压。随后，国家紧急出台《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案》，要求煤炭企业中长期合同数量应达80%以上。2023年，国内年增煤炭产能3亿吨，进口煤突破4亿吨，煤炭供给格局改善，价格趋于稳定。2025年，长协煤覆盖率由80%调减至75%。长协煤政策的核心价值在于保障燃料供应安全。

然而，煤价趋稳不等于电价趋稳。由于现货煤价的影响，长协煤的成本锁定机制并不能平抑电力现货价格的波动。从电价传导机制来看，电力现货市场边际出清价格是以最后一台满足系统负荷平衡的机组报价为基准锚定结算。因此，尽管长协煤锁定基础成本，现货煤价波动则可通过边际机组完全传导至电价。

煤价的波动直接影响火电的边际成本。数据显示，煤价每上涨10%，火电度电燃料成本将增加约15—20元/兆瓦时。

而燃料成本是火电企业报价的核心决定因素。清华大学电机系教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清介绍，煤价下降以后，火电企业不愿意报高价。火电企业在电力市场通过“以价换量”的策略来保住市场份额，高峰报高价的容量段大幅减少，推动了电价下行。

观测山东直调火电占比数据发现，现货电价与直调火电出力占比高度正相关：在新能源大发时期，直调火电占比较低，相应现货电价也低；而负荷攀升同时新能源出力降低时，直调火电占比快速上升，现货电价就被拉高。

事实上，因为新能源占比的增加，煤电“成本锚”作用正在弱化。新能源出力占比超20%的山东，电力现货价格走势已脱离煤价单因素驱动，逐步从火电边际成本转向“风光—火电”动态博弈。

新能源渗透率上涨促使电价波动从“燃料驱动”转向“天气驱动”。新能源出力占比成为现货电价的“晴雨表”，天气驱动的风光出力波动显著影响现货电价涨跌方向。有分析表示，新能源出力与电力现货价格显著负相关，因此，新能源出力波动造成现货价格的波动。

2025年一季度，山东光伏装机达80.64吉瓦，位居全国第一。同时带来的是山东光伏现货均价创历史新低。2025年4月，山东分布式光伏现货交易均价跌至0.0159元/千瓦时。而2024年山东电力现货市场光伏发电结算均价为0.17元/千瓦时。由角跌至分，价格之低创下了中国电力市场化改革以来的最低纪录。

当下处于尚未全面迈入完全市场化阶段，电力现货市场尚未实现全国覆盖，新能源仍处于136号文规定的机制电价、机制电量政策过渡时期。在这个时期，尽管电力市场价格有明显趋势性表现，但不排除特殊情况出现，电力市场未来价格波动走势还需持续关注。