2025 电力现货市场：“全电量申报、集中优化出清” 运作模

2025年，中国电力现货市场将进入全面运行阶段，其核心机制“全电量申报、集中优化出清”将彻底改变电力交易逻辑。这一模式不仅影响发电侧与电网，更直接决定市场主体的用电成本。本文以新能源电站、钢铁企业、工业园区等典型场景为例，深度拆解其运作规则与商业影响。图片一、机制本质：从“计划分配”到“市场博弈” （一）核心定义全电量申报：所有发电企业（包括火电、风电、光伏等）必须申报次日全部发电能力及报价，不得隐藏电量。这意味着发电企业需要准确预估自己的发电能力，并将所有可发电量和对应的价格报给交易中心。集中优化出清：交易中心基于全网申报数据，以“社会福利最大化”为目标，通过数学优化算法形成分时节点电价，并确定各机组出力。简单来说，交易中心会综合考虑所有发电企业和市场主体的申报信息，利用复杂的算法计算出每个时段的电价，并决定每个发电机组的发电功率。 （二）与传统模式对比维度传统计划模式2025现货市场模式定价权政府核定目录电价，价格相对固定，由政府部门根据成本等因素制定电价标准。市场供需实时决定，价格根据市场上的电力供需关系实时变化。交易标的中长期合约为主，市场主体主要通过签订中长期合同来确定电力交易量和价格。全电量进入现货（占比超70%），大部分电力交易都在现货市场进行，市场主体需要根据实时市场价格来决定交易量。波动性价格固定/年度微调，电价在一年内基本不变，只有在年度调整时才会有小幅度变化。每小时甚至每15分钟价格波动，电价会根据市场供需情况频繁变化，可能每小时甚至每15分钟就会有不同的价格。 二、运作全流程：以某省试点为例 （一）步骤1：全量申报（D-1日12：00前）发电侧：以某500MW光伏电站为例，申报次日发电曲线：能力段：早6点-晚18点可发400MW（受光照限制），其余时段0MW。这是因为光伏电站的发电能力取决于光照强度，在没有光照的时段无法发电。报价策略：午间光伏大发时段报0.2元/千瓦时（抢占市场），早晚报0.35元/千瓦时。光伏电站在午间光照充足时发电量大，为了抢占市场份额，报出较低的价格；而在早晚发电量相对较少时，适当提高报价。用户侧：以某电解铝厂为例，申报次日刚性需求200MW，可中断负荷50MW（参与需求响应）。电解铝厂根据自己的生产计划，申报了必须使用的200MW电力，同时表示有50MW的可中断负荷，可以在电价高时中断用电，参与需求响应来降低用电成本。 （二）步骤2：集中优化（D-1日15：00-18：00）安全约束：电网传输极限、机组爬坡速率等纳入算法。交易中心在进行优化计算时，会考虑电网的传输能力限制，以及发电机组的功率调整速度等因素，确保电网安全稳定运行。出清结果：价格曲线：午间光伏集中出力时段电价降至0.25元，晚高峰火电主导时电价飙升至0.8元。在午间光伏电站大量发电时，市场上的电力供应充足，电价相对较低；而在晚高峰时段，火电厂成为主要的电力供应源，由于火电厂的发电成本较高，电价也随之上升。机组调用：光伏全容量中标，燃煤机组部分时段停机。根据优化结果，光伏电站在午间全容量发电，而燃煤机组在部分时段由于经济性等原因被安排停机。 （三）步骤3：实时平衡（D日执行阶段）偏差考核：若光伏实际发电比申报少10%，按现货价差的150%罚款。如果光伏电站的实际发电量比申报的发电量少10%，将根据现货市场的价格差额的150%对其进行罚款，以惩罚其未能准确申报发电量的行为。用户响应：电解铝厂在电价超过0.7元时启动可中断负荷，获得0.1元/度补偿。当实时电价超过0.7元时，电解铝厂会中断50MW的可中断负荷，以减少用电成本，并且可以获得0.1元/度的补偿。 三、行业冲击与应对策略 （一）新能源发电企业：从“保量保价”到“风险对冲”痛点：光伏/风电出力波动导致收益不稳定。由于新能源发电受自然条件影响较大，如光伏电站受光照强度、天气状况等因素影响，发电量波动较大，导致其收益不稳定。案例：内蒙古某风电场通过“现货+绿证+金融套保”组合：在现货低价时段（如夜间）出售绿证（溢价0.05元/度）；绿证是可再生能源绿色电力证书，风电场可以在现货市场价格较低时出售绿证，获得额外的收益。购买差价合约（CfD）锁定最低收益。风电场通过购买差价合约，与金融机构约定一个最低电价，当市场价格低于该电价时，金融机构会补足差价，从而锁定最低收益。 （二）高耗能用户：电价波动吞噬利润数据：某特钢企业测算，现货市场下电费成本波动可达±15%。在电力现货市场下，由于电价频繁波动，特钢企业的电费成本可能会出现±15%的波动，这对企业的利润产生较大影响。解法：负荷柔性改造：加装储能系统，将20%用电量转移至低价时段；特钢企业通过加装储能系统，在电价低时储存电能，在电价高时使用储存的电能，将20%的用电量转移到低价时段，降低用电成本。参与虚拟电厂（VPP）：聚合分布式资源参与调峰，年收益增加8%。特钢企业参与虚拟电厂，将自身的用电负荷等资源与其他分布式能源资源进行聚合，共同参与电网的调峰服务，可以获得额外的收益，年收益增加8%。 （三）售电公司：从“价差套利”到“综合服务商”模式升级：广东某售电公司推出“现货价格保险”：用户支付固定保费，当日均电价超阈值时获赔差价；用户向售电公司支付一定的保费，当一天的平均电价超过设定的阈值时，售电公司会赔偿用户电价差额部分，帮助用户降低电价波动风险。售电公司通过期货市场对冲赔付风险。售电公司通过参与期货市场交易，利用期货合约来对冲可能面临的赔付风险，确保自身的经营稳定。 四、关键挑战：市场主体生存指南 （一）建立价格预测能力接入AI预测工具（如LSTM神经网络模型），预判72小时内电价走势，准确率达85%以上。市场主体可以利用人工智能技术中的LSTM神经网络模型，对72小时内的电价走势进行预测，预测准确率可以达到85%以上，从而提前做好应对策略。 （二）重构用电管理系统部署智能电表+边缘计算终端，实现毫秒级负荷响应（如某半导体厂在电价峰值瞬间关停非关键冷却系统）。市场主体可以通过安装智能电表和边缘计算终端，实现对用电负荷的毫秒级响应。例如，某半导体厂在电价峰值瞬间，通过智能电表和边缘计算终端，快速关停非关键的冷却系统，减少用电成本。 （三）合规风险防控偏差考核成本测算：若月用电量波动超5%，现货市场下惩罚成本可能抵消电价节省收益。市场主体需要对月用电量的波动情况进行测算，如果月用电量波动超过5%，在现货市场下可能会面临较高的惩罚成本，甚至可能抵消因电价波动而节省的收益，因此需要加强合规风险防控。 五、结语：现货市场不是洪水猛兽，而是效率革命2025年电力现货市场的全面落地，将倒逼市场主体从“被动用电”转向“主动经营”。通过负荷柔性化、数据资产化、交易金融化三大抓手，市场主体完全可能将电价波动转化为新的利润增长点。 市场主体应积极适应新的市场规则，提升自身的竞争力，实现可持续发展。 欢迎大家进群持续沟通交流