在由上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办的NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏全面参与电力市场发展专题研讨会上，睿博能源智库 分析师 高驰围绕“光伏入市展望——国际镜鉴”这一主题展开分享。

中国现货市场面临的挑战及其发展趋势

焦点问题1：现货价格限制过紧

目前正式运行的省级现货市场均设定了价格上限：山东、广东、山西为1.5元/kWh，甘肃为0.65元/kWh，蒙西为5.18元/kWh，均远低于许多国际现货市场制订的价格上限。

中国部分现货市场与国际其他现货市场价格上限比较

除山东设定了-0.1元/kWh的价格下限以外，其他正式运行的现货市场价格下限均为大于等于0 。

国外部分电力市场负电价在各价格水平发生的小时数 （2023-2024）

过紧的价格上下限虽然可以防止过大的价格波动，但是不利于：

• 引导储能与需求侧灵活性资源响应

• 激励供电侧在系统紧张时全力供电

• 为冗余、不经济的煤电作出退役决策

• 合理化资源调度的优先顺序

解决方案

国际上大多基于供需平衡，综合分析各类终端用户的失负荷价值（VOLL），来制定价格上限，上限更高，且通常更为灵活（软上限）。

对于电价一般不设置下限，或者非常低，并伴有保护电网安全的调度条款。

现货市场需要建立市场力监测、筛选和减缓程序，来预防可能出现的市场力问题。

长期来看，科学、透明、持续更新的电力系统充裕度规划有助于确保电力系统有足够的（灵活性）资源来应对各种变化。

问题2：现货电力交易受省间壁垒限制

虽然国网省间现货交易市场于2024年10月转正式运行，但目前现货电力交易仍以省内为主，跨省跨区交易仍存在壁垒。

• 省间现货市场交易占总电力交易比例很小，一些省间交易仍然按照中长期实物合同执行；

• 省间现货采取余量耦合模式；

• 各省存在对“缺电”和“涨电价”的担忧，加剧了省间利益难以协调的问题。

对于可再生能源渗透率高的电网，扩大现货市场平衡区有利于：

• 更好地利用已有电力资源，减少新增火电容量的需要；

• 降低弃风、弃光率，促进消纳；

• 增强电力可靠性和韧性。

解决方案

有必要制定更有权威性、指导性和可操作性的全国/区域统一现货电力市场和调度的顶层设计。

需要统一制定具体的电网准则和市场规范，协调各个不同级别的调度中心，保障整个区域电网的资源充足和运行安全。

利用区域/全国电力现货市场信号来指导调度，在更大的平衡区优化资源配置。

通过模拟运行，定量化统一市场所能带来的总收益和成本，推进各省在利益分配方面达成共识。

欧盟具有法律约束的电网准则概览

问题3：新能源上网电价市场化带来的新挑战

目前中长期市场和现货市场的设计和运行并不适合高比例可再生能源的电力系统。

• 以煤电基准电价为基础的中长期市场价格，不利于对多元化的资源组合进行投资。

• 发电商和用户一定程度上受曲线分解电量和偏差考核等不灵活的合同条款和结算规则的制约。

• 统一的全国/区域现货市场并未形成。

• 相配套的激励机制（绿电绿证，碳排放交易等）有待发挥作用。

• 新能源难以获得稀缺电价带来的收益。

解决方案

其他电力市场政策亟需同步调整

• 放开煤电基准电价及浮动空间

• 放松对中长期市场交易合约量和偏差考核的要求

• 中长期市场继续向金融合同转变

• 加速全国统一市场建设

• 推进容量市场建设，加强对灵活性的投入

需进一步加强综合资源规划与市场监管

• 以电力规划为依据调整价格结算机制

• 结算机制电量和电价的确定、资金池的分配等都需要公开透明

• 加强对可再生能源多元化的配套支持

各省需结合本地情况制定本省行动方案

推动清洁能源发电的多种政策工具

新能源应对现货市场变化的策略

策略1：与多类资源协同优化市场竞争力

新能源在电能量市场高电价时段的竞价能力有限。

• 新能源在高电价时段出力受限，边际出清机组以火电为主。

辅以储能、用户侧灵活负荷等多类资源，可提高在电能量市场中的竞价能力。

• 储能可实现低电价时段充电、高电价时段放电，提升收益潜力。

• 用户侧灵活负荷通过电气化及能效升级，优化用电时段。

• 结合虚拟电厂等创新模式，充分利用各类灵活资源，增强市场竞争力。

策略2：拓宽电能量市场外收益来源

推动分布式光伏自发自用，减少购电成本，实现用电侧电费抵扣收益。

• 采用智能接网技术及余电上网曲线，减少对配电网的压力

参与绿证交易，获得环境属性收益。

通过综合能源管理、售电业务为企业和园区提供定制能源解决方案，获得服务费和管理收益。

与储能、电动汽车等结合，拓展多元化辅助服务。

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