我国电力现货市场建设进展与电力期货市场展望

电力市场体系包括中长期市场、现货市场和辅助服务市场。电力现货市场主要交易日前的和实时的电力，通常作为电力期货的合约标的。因此，电力现货市场建设进程是电力期货市场建设的重要影响因素。

一、我国电力现货市场建设进展

我国电力现货市场建设在 2025 年实现了里程碑式突破。年初，国家发改委、国家能源局联合印发 《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，对全年现货市场建设作出系统安排，各地形成了阶梯式推进的良好态势。此后，湖北电力现货市场于 2025 年 6 月 6 日、浙江电力现货市场于 2025 年 8 月 8 日先后转入正式运行。四川、重庆、青海三地电力现货市场在 2025 年 11 月转入连续结算试运行，省级电力现货市场已实现基本全覆盖。这一成就标志着全国统一电力市场建设取得关键进展。回顾发展历程，2017 年 8 月，国家发改委、国家能源局联合发文，选择南方 (以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃 8 个地区作为第一批试点，正式启动电力现货市场建设试点工作。经过八年探索与实践，目前山西、广东等 7 个省级现货市场已转入正式运行，福建、陕西等省级现货市场进入连续结算试运行阶段，提前 2 个月完成了省级现货市场基本全覆盖的目标任务。

我国电力市场的主体多元化程度持续提高，参与度显著提升。2025 年上半年，全国电力市场经营主体数量达到 97.3 万家，同比增长 23.8%，其中发电企业 3.7 万家，电力用户 93.1 万家，售电公司 4366 家。此外，新能源、独立储能、虚拟电厂等新型主体逐渐成为电力市场的重要参与主体。年初，国家发改委、国家能源局联合发布 《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》，标志着新能源全面入市。2025 年上半年，全国电力市场交易电量 2.95 万亿千瓦时，占全社会用电量比重升至 60.9%，同比提升 0.52 个百分点。其中，跨省区交易量同比增长 18.2%，绿电交易交易量 1540 亿千瓦时，同比增幅 49.3%，成为电力市场化改革中最具活力的两大板块。

电力市场基础规则体系初步建成。目前，全国统一电力市场 「1+6」 基础规则体系全面覆盖电力市场各品种各环节。具体而言，「1」 是指 《电力市场运行基本规则》，为整个电力市场的基础。「6」 是指关于电力中长期交易、电力现货交易、电力辅助服务、信息披露、市场注册和计量结算等六方面的规则，共同支撑电力市场的各个环节。其中，2025 年 8 月 6 日，国家发改委、国家能源局联合印发了 《电力市场计量结算基本规则》，以规范电力市场计量结算行为，强化结算风险管理，统一电费收付要求。这填补了全国统一电力市场基础规则体系的最后一块空白。至此，以 《电力市场运行基本规则》 为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑，涵盖电力市场各品种各环节的基础规则体系初步构建完成。

二、电力现货市场建设面临的挑战

电力现货市场建设无法一蹴而就，须循序渐进。从目前情况看，我国电力现货市场仍面临一定的挑战。这些挑战在一定程度上也是推进电力期货市场建设所面临的障碍。

第一，电力现货市场的规模有待扩大。我国电力市场中，中长期交易和现货交易是两个最主要的品种。虽然全国市场化交易电量占比超过 60%，但中长期交易仍占绝对主导。2024 年，全国中长期交易电量 5.93 万亿千瓦时，占市场化交易电量的 95.9%。这种结构源于我国电力市场建设所遵循的基本路径——「稳中有进」 的渐进式改革。中长期交易占比高，虽然有利于稳定市场预期，但可能削弱现货市场价格发现功能。如何平衡中长期合约的 「压舱石」 作用与现货市场的灵活性，成为市场设计的关键课题。

第二，电力现货价格信号有效性有待提高。价格信号是供给和需求动态平衡的反映，也是市场交易主体经营决策的依据。价格信号有效性不足，一方面是对供需的反映不够敏感，比如存在限制价格波动范围、限定必开机组等。另一方面是对交易主体决策的影响有限，例如：大部分省份用户侧参与市场采用 「报量不报价」 模式，使得现货价格无法体现负荷购买的价格需求，难以发挥市场价格型需求响应的作用。

第三，省级电力现货市场节点电价计算有待优化。在全国统一电力市场框架下，省级电力现货市场的主要功能是准确计算节点电价以实现优化资源配置。然而，节点电价优化计算模型复杂度高，面临众多约束条件，受联络线计划分解、母线负荷预测、稳定限额计算方式等因素影响，计算过程不够透明。节点电价的计算偏差可能产生错误的价格信号，扰乱交易主体的经营，甚至导致局部潮流超限且影响电网安全运行。

三、电力期货市场建设展望

在发展成熟的电力市场中，电力期货市场是电力市场体系的重要组成部分，以其充分的流动性、丰富的品种体系吸引众多交易主体参与交易，为其解决电力现货和中长期市场交易中存在的价格风险问题。我国电力期货建设以电力现货市场的建设完善为前提条件，目前尚处于研究探索阶段。我们可以立足我国电力现货市场的特色，对我国电力期货可能具备的特点 （与其他大宗商品期货相比） 做出展望。

一是多样化的期货合约标的。我国幅员辽阔，各地资源禀赋、产业结构存在较大差异，导致各地电力市场的供需和价格特征有明显不同。因此，我国的电力市场是多层次的，既有省间市场用于调剂余缺，也有省内市场进行优化配置。不同省份的电力现货市场交易主体重叠度较低，电力现货价格波动存在明显差异。在这样的电力市场框架下，电力期货的标的可以是各个省电力现货市场的价格，不同省份电力现货对应不同的电力期货品种。此外，还可以依据电力现货价格的峰谷价格差异、电力的绿色属性来区分设计电力期货，最终形成数量庞大的电力期货品种系列。

二是更适宜采用现金交割。期货的交割结算机制是确保期货价格回归现货价格的核心机制之一。一般大宗商品期货都采用实物交割，利用标准仓单或车船板作为交割工具。与之相比，电力期货更适宜采用现金交割，即用电力现货市场的价格作为期货合约的交割结算价。导致这个差别的最主要原因是长期仓储的成本差异。一般大宗商品的物流仓储成本在其价格中占比极低，交易者有充分的时间备货、入库注册仓单然后交割，相应的资金成本、仓储物流成本可能小于期货合约的基差。但是，在现有的科技和产业条件下，电力无法大规模经济地存储，电力生产和消费必须保持实时平衡，储能所占比例极小。即使电力期货价格偏高，交易者也无法从当前市场买入电力、注册仓单并用于交割。因此，为了确保电力期货价格最终回归电力现货价格，必须采用电力现货价格作为电力期货的交割结算价。从目前境外电力期货市场来看，基本上都采用现金交割。这个特征使得电力期货的建设更严重依赖于电力现货市场的完善程度，包括信息披露、市场监管等。

三是长短周期合约的转换机制。电力市场的中长期合约在本质上属于金融衍生品中的远期，其定义是交易主体开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。长周期的合约在交割时可以转换为短周期的合约。例如，交割期为未来三个月的季度合约可以转为三个月度合约，其中期限更远的两个月度合约还没进入交割期，交易主体可以按需对其进行进一步交易，而非直接交割。这种转换机制给了交易者高度的灵活性。电力期货作为标准化的远期合约，可以参照中长期市场品种，上市年度、季度、月度、周度合约，并且同步实施长短周期合约的转换机制，满足交易者的个性化需求，提高市场活跃度。

总而言之，我国电力现货市场建设在多方面取得了较大的进展，但仍面临一定的挑战，制约着我国电力期货市场建设的进程。因此有必要基于我国电力现货市场的特征对电力期货做出探索。随着全国统一电力市场逐步完善，电力期货有望成为我国期货市场最具活力和创新性的板块之一。