中國儲能網(wǎng)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(xiàn)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(xiàn)大跌十分罕見。有分析稱，這是現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨均價也出現(xiàn)大幅下降的現(xiàn)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(xiàn)貨市場專家鄒鵬表示。事實上，這也體現(xiàn)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(xiàn)貨價格近期處于相對低位，但也顯現(xiàn)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(xiàn)貨價格上漲。
浙江負電價的出現(xiàn)和消失均圍繞著負荷的變化。今年2月，浙江曾頻繁出現(xiàn)負電價情況引發(fā)市場關注。出現(xiàn)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(wǎng)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。“有些交易品種邊際成本很高，比如火電；有些邊際成本極低，比如新能源。”北京索英電氣技術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(tǒng)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(xiàn)貨出清價格呈現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨價格上下限進行了調整。以廣東為例，廣東細則提出，現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨市場能否盈利。目前正式運行的電力現(xiàn)貨市場中，蒙西電力現(xiàn)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(tǒng)調節(jié)資源的積極性。
對于現(xiàn)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(xiàn)貨市場的峰谷價差是市場自發(fā)形成的，并不是現(xiàn)貨價格上下限放寬峰谷價差就能拉大?，F(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨價格波動性加劇，尤其是日前現(xiàn)貨。2025年山東電力現(xiàn)貨市場呈現(xiàn)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(shù)據(jù)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(xiàn)貨和實時現(xiàn)貨的主要區(qū)別在于交易的時間和價格形成機制：日前現(xiàn)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(xiàn)貨交易是在小時前組織實施，接近系統(tǒng)的實時運行情況，真實反映系統(tǒng)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(xiàn)價格趨穩(wěn)的特征。
2021年，動力煤現(xiàn)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(shù)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(xié)煤覆蓋率由80%調減至75%。長協(xié)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(xiàn)貨煤價的影響，長協(xié)煤的成本鎖定機制并不能平抑電力現(xiàn)貨價格的波動。從電價傳導機制來看，電力現(xiàn)貨市場邊際出清價格是以最后一臺滿足系統(tǒng)負荷平衡的機組報價為基準錨定結算。因此，盡管長協(xié)煤鎖定基礎成本，現(xiàn)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(shù)據(jù)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(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)貨電價的“晴雨表”，天氣驅動的風光出力波動顯著影響現(xiàn)貨電價漲跌方向。有分析表示，新能源出力與電力現(xiàn)貨價格顯著負相關，因此，新能源出力波動造成現(xiàn)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(xiàn)貨均價創(chuàng)歷史新低。2025年4月，山東分布式光伏現(xiàn)貨交易均價跌至0.0159元/千瓦時。而2024年山東電力現(xiàn)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(xiàn)貨市場尚未實現(xiàn)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(xiàn)，但不排除特殊情況出現(xiàn)，電力市場未來價格波動走勢還需持續(xù)關注。
