在由上海有色网信息科技股份有限公司（SMM）主办的2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-电力市场创新发展论坛上，国网(苏州)城市能源研究院能源战略研究所副所长 陈光围绕“‘十五五’时期我国统一电力市场体系建设的思考”的话题展开分享。
十五五是统一电力市场建设的关键时期
统一电力市场已有雏形，十五五时期将迈向"基本建成"的关键跨越
2025年全国统一电力市场——已有雏形
统一电力市场建设叠加了新型电力系统建设
2025年风光累计装机历史性超过火电
2030年新型电力系统要初步建成
统一电力市场建设既要强健基础，也要跟上发展需求
统一电力市场建设：
► 2025年市场化交易电量6.64万亿kWh；
► 跨省跨区交易1.59万亿kWh，同比+11.6%；
► 注册经营主体109万家，含5400家售电公司、近1万家新型主体
► 国办发4号文：2030年基本建成统一市场体系
► 现货市场2027年前基本实现正式运行
► 六类市场：现货、中长期、零售、辅助服务、绿电绿证、容量
新型电力系统建设
► 2025年风光累计装机历史性超过火电
► 2025年新型储能装机1.36亿kW
► 2030年新型储能装机目标3亿kW（翻倍）
► 2030年新型电力系统初步建成
► 国外电力市场也在改革以适应新能源储能
► 新能源占比越高，地板价/负电价概率越高
什么是"统一电力市场"？
4号文点到的六类市场
"统一"全是制度层面、规则层面、标准层面——统一的是游戏规则，不统一的是游戏结果
不是统一电价——价格差异恰恰是市场有效运行的核心信号
更真实地反映电力商品的多维价值
现货市场正式运行： 国网省间、山西、广东、山东 、甘肃、蒙西、湖北 、浙江
其余省份：除京津冀与西藏外，均在25年已进入连续 结算试运行。
京津冀： 开展模拟试运行，为区域联合运行做技术与规则准备
西藏： 受地理与负荷特性限制，暂以短周期模拟为主
更高效地互联 · 更流畅地协调 · 更真实地反映电力商品的多维价值
电价趋势
负电价：
► 新能源发电接近零边际成本——报地板价甚至负价是理性策略；
► 风光装机占比越高，地板价概率越高；
► 有场外补贴的情况下更甚——只要电价>0就覆盖变动成本
► 储能和需求响应尚不足以完全消化超发时段
对市场的判断：
► 负电价/零电价不是市场失灵——是市场最真实的供需信号；
► 美国ERCOT、德国EPEX SPOT、澳大利亚NEM均长期存在负电价；
► 核心问题不是"消除负电价"，而是"让价格信号有效引导投资和消费"；
► 甘肃30%的时间地板价——说明供需严重错配需要系统层面应对。
省内视角：江苏江南江北价差
► 负荷分布、新能源分布和过江通道的关系导致线路阻塞较多；
►不同节点的价格差异比较大；
► 调研了解到江南江北机组收益体感差别很大；
► 节点电价信号是资源配置的基础——节点差异就是投资信号
国际参照：德国2024年风光56%
► 德国2024年风光发电占比56%
► 日前现货价格日内波动方差较2019年扩大2.3倍
► 随着新能源占比增加，价格波动方差非线性扩大
► 这不是线性增长——是渗透率突破临界点后的跃变
► 中国正在接近这个临界点
省间电价
中前期价差进一步放大：
现货市场还在"补课"——2027年前基本实现正式运行；新进入省份价格发现不充分，波动更大；北方低价更低更频繁，南方尖峰更极端；系统运行费分省差异拉大（科目/计算/分摊规则各异）；调整规则需要时间，短期很难抹平。
后期收敛：
均值收敛：特高压通道持续加密、省间市场完善；关键节点电源和储能建设促进资源优化配置；价格尖峰和低谷仍会有甚至拉大，但均价差异收敛；方差可能长期高位——新能源波动性不会消失；规律性收敛：市场教育主体，信息透明减少盲目投机；供需规律让市场更充分把握。
价差"均值"收敛，但"方差"可能长期高位
思考一：储能的容量市场或容量电价
储能发展的逻辑链
容量电价 = 储能"固定底薪" + 现货套利 + 辅助服务 = 多重收入结构
但按什么标准来核算储能的可靠容量贡献？这个技术细节文件还没给出答案
新型储能与煤电差异极大：主要是固定成本、响应速度快、但有充放电次数寿命限制
储能容量电价折算标准是亟待完善的技术细节——按煤电逻辑套用储能存在根本性偏差
储能的市场机制完善
储能收益 = 容量电价（底薪）+ 现货套利（高要求）+ 辅助服务（更适配）
现阶段收益可预期性和空间都还比较小——储能的市场机制还有比较大的完善空间
思考二：电力期货
态度演变：从"火候未到"到"发展契机"
广期所2024年完成广东电力期货合约方案设计 · 2025年"南沙金融30条"鼓励广期所探索 · 2026年6月上海出台电力期货研发准备政策
国际经验——电力期货不是"照搬原油黄金"那么简单
电力期货
三个核心难题
交易标的怎么定？
省间、省内节点之间差异很大，标的物如何选择？
交割方式怎么定？
实物交割：需要电网配合、调度配合，跨省还要跨网协调；
现金交割：需要权威现货价格指数，作为结算基准。
监管框架怎么定？
证监会主导？能源局主导？
能监办主导？还是联合监管？
先把现货做实、把省间打通、把指数做权威——期货是水到渠成的事。反之则本末倒置
思考三：信息披露
现状：有的省公开得相当到位，有的省还停留在"季度发一个PDF"的水平；
跨省协调基础薄弱——在一个平台上看到所有省的实时价格、阻塞数据、机组出力？做不到。
数据默认公开、保密才是例外——这是成熟电力市场的基本共识
信息披露
一、节点/分区价格信号，全主体可见；二、API标准化；三、全国电力市场数据强制公开平台
思考四：省间壁垒
思考五：电力规划与市场机制的协同
传统系统规划基于长期负荷预测和电源布局——没有把市场价格信号和跨区交易需求放进去；
结果：储能建的地方和最需要储能的地方不是同一个；新能源集中的区域和外送能力最强的不是同一个方向。
三个领域各自用各自的指标、模型、目标函数——"三角"没有联起来走
规划：装机账，布局优化；市场：价格信号，收益预期；运行：实时平衡，调度执行。
"十五五"要做的——把市场和规划拉到同一个桌子、用同一套数据、回答同一个问题：这个省投多少新能源？建多少储能？开通多大的外送能力？——三件事同步优化
思考六：售电公司的洗牌
售电公司——四堵墙与转型方向
结语
