中國儲能網訊：6月24日，江蘇2025年7月月度電力集中競價交易結果公布。本次交易共成交電量92.12億千瓦時，成交價395.60元/兆瓦時，接近江蘇1—7月成交均價390.66元/兆瓦時，價格回歸平穩(wěn)。
之所以稱“回歸”，是因為江蘇6月月度電力集中競價交易曾出現312.8元/兆瓦時的超低價。此價格在1—7月的成交價格曲線中呈明顯凹陷，遠低于391元/兆瓦時的江蘇省煤電基準價。
電力市場價格持續(xù)下行態(tài)勢顯著
月度交易是電力中長期交易的一種。除月度交易之外，電力中長期交易還包括多年、年、季、周、多日等多種時間維度。電力中長期交易價格在迎峰度夏開始之際出現大跌十分罕見。有分析稱，這是現貨與中長期價格產生交互影響的結果。江蘇自今年6月起正式開展電力現貨市場長周期結算試運行，對中長期市場交易價格造成一定影響?，F貨市場價格波動大，發(fā)電企業(yè)選擇在月度交易中低價保本，提前鎖定部分收益，以價換量。同時，殷實的新能源裝機家底，給了江蘇在電價問題上的騰挪空間。截至今年5月底，江蘇新能源裝機規(guī)模達1.09億千瓦，成為長三角地區(qū)首個新能源裝機破億的省份。圍繞新能源裝機，江蘇盡全力增加消納。此外，作為經濟大省，江蘇希望通過降電價為工商業(yè)企業(yè)提供支持的意圖非常明顯，6月正式施行的江蘇分時電價新政就是有力證明。
事實上，江蘇6月的價格下降不是孤立事件，把時間線拉長，對比江蘇2024年和2025年集中競價交易成交均價可以看出，價格下行是顯著趨勢。江蘇2024年集中競價交易成交均價為410—446元/兆瓦時，而2025年上半年則下滑至312.8—411元/兆瓦時，較2024年同比平均下降了11.5%
除江蘇外，廣東集中競價交易價格從2024年下半年也開始持續(xù)走低。同時，山東、蒙西現貨均價也出現大幅下降的現象。從各地市場成交價不難看出，電力市場價格持續(xù)下行已呈顯著態(tài)勢?！半娏κ袌鰞r格均值下降，這個趨勢是肯定的。”山西電力現貨市場專家鄒鵬表示。事實上，這也體現出電力市場建設的本質，還原電力商品真實的價值，并通過價格信號來引導電力資源高效配置，如同“一只看不見的手”。
負荷水平是影響電價最直接因素之一
負荷水平向來是影響電力市場價格的最直接因素之一。江蘇7月的價格回歸，終究還是由于迎峰度夏旺盛電力需求的拉扯。從歷年夏季的負荷變化水平看，6月是負荷明顯開始增長的時間節(jié)點。
從山東的負荷水平變化圖中，可以清晰地看出這一規(guī)律。從6月開始，夏季空調負荷激增，負荷水平大幅上漲，并在7月或8月達到全年峰值。
山東電力現貨價格近期處于相對低位，但也顯現出上漲的趨勢。上漲勢頭與季節(jié)性需求變化緊密相關。迎峰度夏期間空調負荷逐漸增加，電力需求上升，推動現貨價格上漲。
浙江負電價的出現和消失均圍繞著負荷的變化。今年2月，浙江曾頻繁出現負電價情況引發(fā)市場關注。出現負電價原因復雜，主要是春節(jié)期間工業(yè)用電需求銳減，疊加新能源消納剛性較高，火電最小開機容量限制，發(fā)電側無法靈活調節(jié)出力等，最終導致負電價集中爆發(fā)。國網浙江電力有限公司相關人士透露，目前浙江負電價情況基本消失，正是因為迎峰度夏需求量大。
新能源對電價影響的作用不可忽視
新能源在電力市場中的份額逐漸擴大，對電價產生了顯著影響。首先，新能源的發(fā)電成本影響電力市場價格。由于新能源發(fā)電成本相對較低，且受政策扶持力度較大，其成交電量的增加有助于拉低整體電價水平?！坝行┙灰灼贩N邊際成本很高，比如火電；有些邊際成本極低，比如新能源?！北本┧饔㈦姎饧夹g股份有限公司董事長、總經理王仕城表示。
其次，新能源的出力特性也影響市場價格。光伏發(fā)電的日內出力曲線與用電負荷曲線存在天然錯位：午間光伏大發(fā)壓制日間電價，而傍晚光伏出力驟降后，正值居民用電晚高峰，系統需快速調用火電填補缺口，疊加爬坡影響，推高電價。這種出力特性導致現貨出清價格呈現出“兩邊凸起、中間凹陷”的形態(tài)，即早晚高峰價格顯著高于日間價格。
山東電力市場“鴨型曲線”特征十分明顯：新能源大發(fā)月份，午間光伏大發(fā)時段電價降低，晚高峰火電調峰成本推升電價高漲。
新能源入市，新能源大發(fā)后價格“過山車”效應將更加明顯。尤其是，136號文提出放寬現貨市場價格限制后，新能源大發(fā)月份“鴨型曲線”進一步加強，峰谷價差拉大，午間深谷加深，晚高峰的尖峰更為陡峭。
報價上下限放寬，而峰谷價差未必拉大
各地按照136號文要求，紛紛對現貨價格上下限進行了調整。以廣東為例，廣東細則提出，現貨市場上限為當月尖峰電能量價格，下限按照省價格主管部門規(guī)定執(zhí)行。
現貨價格上下限調整備受電力市場參與者關注，尤其是儲能行業(yè)從業(yè)者，因為電力現貨市場的峰谷價差是儲能主要的盈利空間，直接關系到儲能在現貨市場能否盈利。目前正式運行的電力現貨市場中，蒙西電力現貨市場峰谷價差較大，日出清最大價差達到1.5元/千瓦時，日峰谷價差平均值達0.77元/千瓦時，有效激發(fā)儲能等電力系統調節(jié)資源的積極性。
對于現貨價格上下限放寬以后，峰谷價差是否必然隨之拉大，鄒鵬解釋道：“現貨市場的峰谷價差是市場自發(fā)形成的，并不是現貨價格上下限放寬峰谷價差就能拉大。現貨價格上下限放寬以后，峰谷價差能不能隨之拉大，取決于達到上下限的時長多少?！?/span>
目前，山西電力現貨價格的上下限范圍較大，為0—1.5元。山西2024年高峰電價達到現貨價格上限1.5元的僅有40個小時，而零電價有400個小時，因此峰谷價差平均值并不大，2024年僅為0.26元左右。
對于儲能企業(yè)能否“吃到這個價差”，鄒鵬表示，這取決于日前電價預測的水平。
現貨價格波動加劇，在行業(yè)的預期之內。鄒鵬表示，隨著新能源增多，除了電力市場價格均值下降，價差波動性增加也是趨勢。
目前，現貨價格波動性加劇，尤其是日前現貨。2025年山東電力現貨市場呈現高頻寬幅震蕩特征，日前電價波動率處于高位。2025年1—4月數據顯示，全市場日前最高價340.6元/兆瓦時，最低價25.7元/兆瓦時，單日價格絕對波動率均值為30.7%。
日前現貨和實時現貨的主要區(qū)別在于交易的時間和價格形成機制：日前現貨交易是在提前一天時間確定次日機組的開機組合發(fā)電功率；實時現貨交易是在小時前組織實施，接近系統的實時運行情況，真實反映系統超短期的資源稀缺程度。
無論日前市場還是實時市場均需要專業(yè)預測，而預測誤差是不可避免的，并且直接影響日前和實時的價差方向。這就是鄒鵬提到的預測水平的重要性。
煤價回落是推動電價下行的重要因素之一
煤炭價格的回落是推動電價下行的重要因素之一。2023年以來，秦皇島5500大卡動力煤平倉價從813元/噸平穩(wěn)降至678元/噸。
近年來，煤價在政策干預和市場調整的雙重作用下，呈現價格趨穩(wěn)的特征。
2021年，動力煤現貨價格非理性上漲，導致煤電企業(yè)生產經營承壓。隨后，國家緊急出臺《2022年煤炭中長期合同簽訂履約工作方案》，要求煤炭企業(yè)中長期合同數量應達80%以上。2023年，國內年增煤炭產能3億噸，進口煤突破4億噸，煤炭供給格局改善，價格趨于穩(wěn)定。2025年，長協煤覆蓋率由80%調減至75%。長協煤政策的核心價值在于保障燃料供應安全。
然而，煤價趨穩(wěn)不等于電價趨穩(wěn)。由于現貨煤價的影響，長協煤的成本鎖定機制并不能平抑電力現貨價格的波動。從電價傳導機制來看，電力現貨市場邊際出清價格是以最后一臺滿足系統負荷平衡的機組報價為基準錨定結算。因此，盡管長協煤鎖定基礎成本，現貨煤價波動則可通過邊際機組完全傳導至電價。
煤價的波動直接影響火電的邊際成本。數據顯示，煤價每上漲10%，火電度電燃料成本將增加約15—20元/兆瓦時。
而燃料成本是火電企業(yè)報價的核心決定因素。清華大學電機系教授、中國能源研究會儲能專委會副主任委員夏清介紹，煤價下降以后，火電企業(yè)不愿意報高價?；痣娖髽I(yè)在電力市場通過“以價換量”的策略來保住市場份額，高峰報高價的容量段大幅減少，推動了電價下行。
觀測山東直調火電占比數據發(fā)現，現貨電價與直調火電出力占比高度正相關：在新能源大發(fā)時期，直調火電占比較低，相應現貨電價也低；而負荷攀升同時新能源出力降低時，直調火電占比快速上升，現貨電價就被拉高。
事實上，因為新能源占比的增加，煤電“成本錨”作用正在弱化。新能源出力占比超20%的山東，電力現貨價格走勢已脫離煤價單因素驅動，逐步從火電邊際成本轉向“風光—火電”動態(tài)博弈。
新能源滲透率上漲促使電價波動從“燃料驅動”轉向“天氣驅動”。新能源出力占比成為現貨電價的“晴雨表”，天氣驅動的風光出力波動顯著影響現貨電價漲跌方向。有分析表示，新能源出力與電力現貨價格顯著負相關，因此，新能源出力波動造成現貨價格的波動。
2025年一季度，山東光伏裝機達80.64吉瓦，位居全國第一。同時帶來的是山東光伏現貨均價創(chuàng)歷史新低。2025年4月，山東分布式光伏現貨交易均價跌至0.0159元/千瓦時。而2024年山東電力現貨市場光伏發(fā)電結算均價為0.17元/千瓦時。由角跌至分，價格之低創(chuàng)下了中國電力市場化改革以來的最低紀錄。
當下處于尚未全面邁入完全市場化階段，電力現貨市場尚未實現全國覆蓋，新能源仍處于136號文規(guī)定的機制電價、機制電量政策過渡時期。在這個時期，盡管電力市場價格有明顯趨勢性表現，但不排除特殊情況出現，電力市場未來價格波動走勢還需持續(xù)關注。
