电力交易能否把"电价"打下来？

当前电力交易已形成"中长期+现货+辅助服务"的市场体系，其核心是通过价格信号引导资源优化配置。但电价能否真正下降，取决于交易机制与市场环境的微妙平衡。 #电力交易的底层逻辑：从行政定价到市场博弈# 在传统计划经济时代，电价是由政府部门按照“成本加成”原则核定的，发电企业按固定价格售电，用户按固定价格用电。这种“一厂一价、一机一价”的模式持续了数十年。 但随着电力体制改革的深化，市场机制正在重塑电价形成逻辑。以广东电力市场为例，其现货交易采用“边际电价”机制：发电企业按报价从低到高排序，满足负荷需求的最后一台机组报价即为系统边际电价，所有成交机组均按此价格结算。2025年数据显示，广东午间光伏大发时段边际电价一度低至0.082元/千瓦时，而晚高峰则飙升至0.362元/千瓦时，这种动态定价精准反映了电力供需的时空差异。这种机制下，低价机组通过竞争挤压高价机组的市场空间，理论上可以拉低整体电价水平。但现实远比理论复杂。 2025年江苏电力交易结果显示，尽管总成交电量同比减少9%，但加权均价仍下降8.9%至412.45元/MWh。这主要得益于市场煤价下行和新能源装机占比提升。而广东虽然电量增长32%，但均价降幅达15.8%，反映出供应过剩对价格的压制作用。这表明电力交易能否降电价，本质上取决于市场供需关系的动态平衡。 #新能源入市：价格的再平衡# 2025年2月，国家发改委和能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》，明确新能源电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格。这一改革标志着新能源电价从“计划主导”转向“市场主导”，其影响呈现出鲜明的两面性。一方面，新能源的低边际成本正在重塑电价结构。以浙江海宁为例，某纺织企业使用绿电的成本虽比普通电高0.9分/度，但因满足了客户低碳要求，订单量翻番，最终实现了经济效益与环境效益的双赢。在山东，午间光伏大发时段电价降至深谷水平（最低0.2元/度），直接拉动全省工商业用户平均电价下降。这种价格信号引导资源优化配置，2025年山东通过分时电价机制实现午间新能源消纳增量350万千瓦，相当于少建3座百万千瓦级火电厂。 另一方面，新能源的间歇性对电价稳定性构成挑战。2024年“五一”期间，山西、广东等地因光伏集中出力叠加工业负荷下降，多次出现零电价甚至负电价；而同年12月德国因风电出力不足，电价飙升至平时的十倍。为此，我国创新建立了“多退少补”的新能源可持续发展价格结算机制，当市场价格低于机制电价时给予补偿，高于时扣除差价，为新能源企业提供了“价格保险”。这种场外保障机制在国际上已有先例，例如北欧国家通过差价合约稳定新能源收益。 #市场机制创新：从峰谷价差到节点定价# 电力交易的核心是通过价格信号引导供需平衡，而机制设计的精细化程度决定了这一目标的实现效果。 1、分时电价的深度应用“五段式”分时电价机制（尖峰、高峰、平段、低谷、深谷）已形成年化超30亿元的企业电费“减负包”。以2025年3月为例，10千伏单一制用户尖峰时段电价1.26元/千瓦时，深谷时段仅0.29元/千瓦时，价差达0.97元/千瓦时。这种巨大的价差直接改变了用户行为：某集团将电解铝生产调整至深谷时段，单月节省电费超千万元；全省充电桩谷段使用率提升至67%，电动汽车夜间充电成本降低40%。更重要的是，这种机制促进了系统调节资源的建设，2025年现货市场峰谷价差拉大后，抽水蓄能、煤电灵活性改造等调节性资源投资同比增长28%。 2、节点电价的精准调节广东电力市场引入节点电价机制，每15分钟计算一次各电网节点的边际成本，包含系统能量价格、阻塞价格和网损价格。例如，当某条输电线路满载时，下游节点电价可能飙升，而上游节点仍维持低价。这种定价方式精准揭示了电网瓶颈，通过节点电价信号引导，新增输电线路投资，就能有效缓解局部地区的供电紧张。对于用户而言，节点电价提供了更透明的交易信号，大型工业用户可根据不同节点的价格差异优化用电布局，进一步降低用电成本。 #用户侧的博弈：从被动接受者到主动参与者# 在电力交易市场中，用户不再是价格的被动接受者，而是可以通过多种策略主动优化用电成本。 1、直接交易与代理购电的选择大工业用户可通过直接交易从发电企业购电，支付固定过网费，通常能获得低于标杆电价的折扣。例如，某企业通过多边交易获得优惠电价，年节省电费超500万元。对于中小用户，电网企业代理购电提供了便捷选择，浙江一般工商业用户可自主选择是否执行峰谷电价，避免因盲目参与导致成本上升。 2、储能技术的套利空间浙江储能电站通过“谷充峰放”策略，利用0.4元/度的低谷电价充电，在高峰时段以2元/度放电，年节省电费约100万元。这种模式在工业园区尤为普遍，某综合能源服务平台通过人工智能优化储能调度，实现日平均收益1.44万元。储能不仅帮助用户降低成本，还能为电网提供调峰服务，获得辅助服务收益。 3、绿电交易的双重价值随着碳足迹管理的普及，绿电交易成为企业提升竞争力的重要手段。某纺织企业绿电使用比例达90%，尽管每度电成本增加0.9分，但因此获得了更多国际订单，综合效益显著。在山西，通过“晋电外送”上海的跨省绿电交易，既消纳了本地新能源，又为用户提供了低碳电力选项。这种“环境溢价”正在重塑电力交易的价值链条。 #挑战与解决办法：市场力、监管与技术# 电力交易降电价的过程并非一帆风顺，需直面市场力滥用、系统调节能力不足等挑战。 1、市场力的防范与监管在电力市场中，拥有大量机组的发电企业可能通过“容量持留”策略抬高电价。例如，欧洲部分能源企业同时拥有气电和可再生能源资产，通过减少气电出力推高电价，再通过可再生能源高价售电获利。我国通过设置申报价格上下限和动态调整机制，有效遏制了市场操纵行为。未来需进一步强化信息披露，建立市场力监测预警系统。 2、系统调节能力的瓶颈突破2025年我国新能源装机占比已超50%，但调节性电源增速滞后。山东“十四五”期间新能源装机年均增长25%，而抽蓄电站、煤电灵活性改造增速不足10%，导致系统调节能力缺口扩大。为此，需加快建设以储能、需求响应为核心的灵活性资源市场。例如浙江试点的需求响应补偿机制，用户主动削减高峰负荷可获得0.5元/千瓦时的补偿。 3、技术创新的支撑作用智能电表和大数据分析正在改变电力交易的底层逻辑。山东437万工商业用户已完成计量装置升级，实现24小时用电数据精准采集，为动态分时电价提供了技术支撑。人工智能算法则可预测边际电价波动，帮助用户优化交易策略。例如，基于机器学习的电价预测模型在现货市场的准确率已达85%，显著提升了用户的交易收益。 #电价下行的结构性机遇# 1、市场深化的必然趋势随着全国统一电力市场建设推进，跨省跨区交易规模将持续扩大。山西已累计向长三角地区输送电量6028亿千瓦时，通过优化资源配置降低了受端省份电价。未来，随着特高压电网互联互通，区域间电价差异将进一步缩小。 2、技术创新的成本红利十五年时间，光伏组件价格下降了95%，光伏逆变器价格下降90%，度电成本下降90%以上。这种技术进步将持续降低新能源发电成本，推动电价下行。根据AI预计，到2030年，光伏度电成本将降至0.2元以下，成为最经济的电源之一。 3、政策设计的精准化分时电价模式、节点电价机制等创新实践，正在探索更精细化的价格信号传导路径。未来，随着电力现货市场与中长期合约的深度衔接，电价波动将得到有效平抑，用户成本有望实现稳中有降。 #电价不是竞争出来的而是管出来的# 电价是否还会降？个人观点看，是一定的，但需要市场化机制、技术创新和政策设计的协同发力。从分时电价机制的成功实践，到节点电价的精准调节，再到新能源入市带来的结构性变革，电力交易正通过价格信号重塑能源格局。对于用户而言，这既是挑战更是机遇——通过主动参与市场交易、优化用电策略，完全有可能在电价下行趋势中获得更大的成本红利。而对于整个行业，这一过程将推动电力系统向更高效、更清洁、更具韧性的方向演进，为“双碳”目标的实现奠定坚实基础。 欢迎大家进群持续沟通交流~