2025 年堪称中国电力市场的转折之年。2025 年 4 月底，国家发改委、能源局连发两记政策重拳——136 号文与 394 号文，犹如电力市场的"定海神针"与"导航仪"。前者以雷霆之势取消延续八年的新能源保障性收购政策，明确要求所有风光发电 2025 年底前全面参与市场化交易；后者则搭建起"中长期合约+现货节点电价+辅助服务"的三维定价体系，为价格信号精准传导提供制度保障。这场改革的核心在于构建"基准价+浮动差价"的结算机制，既保留政府托底功能，又充分发挥市场资源配置作用。

国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于全面加快电力现货市场建设工作的通知394号文.pdf

国家发展改革委 国家能源局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 136号文.pdf

价格机制的深层博弈

在传统电力体制下，标杆电价如同僵化的指挥棒，难以反映真实的供需关系。而现货市场通过每 15 分钟刷新一次的电价曲线，将电力转化为实时交易的"金融产品"。以山西试点为例，某日午间光伏大发时段，系统边际电价一度跌至-0.18 元/度，迫使风光电站不得不以低于成本价抛售电力；而傍晚用电高峰时，电价又飙升至 1.2 元/度，煤电机组通过精准报价实现度电增收 0.25 元。这种剧烈的价格波动背后，是边际成本定价原则在发挥作用——系统按报价从低到高调用机组，最后一台机组的报价即成为全市场结算基准。

136 号文的差价结算机制应运而生。其核心在于构建"基准价+市场价"的双轨制模型：一方面以当地煤电基准价为锚点（如山东 0.35 元/度），另一方面挂钩月度现货市场均价。这种设计巧妙平衡了新能源的先天劣势与市场化的刚性要求。具体公式为：

差价金额 = (机制电价 - 市场交易均价) × 结算电量

当市场价跌破基准线时，电网企业扮演"价格兜底者"角色；反之则通过反向调节抑制非理性报价。

1. 新能源企业：对于新能源企业而言，这既是"紧箍咒"也是"护身符"。山东某 100MW 光伏电站数据显示，差价结算机制实施后，尽管月均结算电价仍低于 0.3 元，但通过"低储高发"策略，年度收益提升 22%。更值得关注的是，全行业配储利用率从 31%跃升至 78%，真正实现从"政策乞儿"到"市场玩家"的蜕变。

2. 煤电企业：煤电企业的角色转型更具戏剧性。山西试点中，60 万千瓦机组通过参与深度调峰，年收益增加 8000 万元，相当于度电增收 0.12 元。这种转变倒逼煤电企业重构报价策略：在负荷低谷期理性报高价减少出力，高峰时段则以边际成本竞标，实现从"主力电源"到"调峰尖兵"的角色转换。

3. 售电公司：售电公司的生存法则也在重构。广东某民营售电公司凭借自主研发的 AI 电价预测模型，将报价误差控制在±2%以内，在 2024 年现货市场波动中逆势盈利。其成功秘诀在于构建"中长期合约+现货套利"组合策略，通过金融衍生品对冲 90%的价格波动风险。

区域试点的差异化探索

中国幅员辽阔的地理特征，催生出“因地制宜、各具特色”的现货市场实践：

新能源高比例地区（甘肃）：

甘肃作为新能源装机占比超 40%的典型省份，首创"新能源报量报价"机制，要求风光电站每日申报次日发电曲线与价格区间。试点三个月间，河西走廊弃风率下降 6.2 个百分点，印证了"价格信号引导资源配置"的市场逻辑。

负荷中心地区（广东）：

广东则依托南方区域电网优势，探索“全电量竞价+差价合约”模式。深圳某数据中心集群借此锁定 0.45 元/度的绿电价格，既保障新能源企业基本收益，又通过金融合约对冲 90%价格波动风险。

独立电网地区（蒙西）：

蒙西独立电网的实践更具启示意义。全国唯一的省级独立电网，其分散式交易机制允许发电企业在 96 个时段自主申报价格。仿真测试表明，这种模式使风光火储协同出力效率提升 18%，系统调节成本较传统调度模式下降 32%。

站在 2025 年的时间窗口眺望，电力市场改革呈现五大清晰脉络：

1.    全国统一市场加速成型：长三角跨省差价结算平台试点启动，预计三年内覆盖八大清洁能源基地；

2.    数字技术深度赋能：某省级调度中心运用人工智能算法后，日前市场预测精度提升至 98.7%；

3.    绿色溢价机制成熟：上海环交所推出的碳-电联动产品，使新能源企业可直接参与碳资产变现；

4.    新型主体爆发增长：虚拟电厂、储能运营商等新兴市场主体注册量年增 300%；

5.    风险防控体系完善：广东、浙江等地试点电力期货、期权交易，为市场主体提供避险工具。

这场发端于政策文件的变革，正在重塑万亿级电力市场的生态版图。对发电企业而言，比装机规模更重要的是调节能力；对售电公司来说，比差价收益更关键的是风险管控；对用户来说，比电价高低更核心的是用能智慧。