北京
2025年4月29日，国家发改委与能源局联合发布《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》及《电力辅助服务市场基本规则》，明确要求2025年底前基本实现全国电力现货市场全覆盖，并同步建立辅助服务市场规则。此举标志着电力价格机制从多轨制向多维度定价转型，绿电及储能的价值体系有望系统性重塑。
一、电力现货市场建设全面提速，区域协同与用户参与成核心
根据政策规划，各省份电力现货市场建设时间表已明确：湖北、浙江将在2025年6月和12月率先转入正式运行；安徽、陕西则力争2026年6月底前完成转正。此外，福建、四川、辽宁等16个省份将于2025年底前启动连续结算试运行，覆盖范围从华北延伸至西北、东北区域。
区域市场协同成为另一重点。南方区域电力现货市场将在2025年底前启动连续结算试运行，京津冀地区也将推进模拟试运行。政策特别强调省间现货市场的互联互通，要求发电企业直接参与省间购电，并研究售电公司与用户参与机制。这一安排旨在打破地域壁垒，通过市场调节实现跨区域资源优化配置。
用户侧参与机制进一步完善。政策要求连续结算试运行及正式运行的省份，需在2025年底前实现用户侧主体参与现货市场全流程（申报、出清、结算），并建立适应新型主体的准入、注册及考核机制。这将推动电力消费端与生产端的动态平衡，增强市场灵敏度。
二、辅助服务市场顶层规则落地，绿电与储能价值锚点明晰
辅助服务市场的经营主体首次被系统界定，包括火电、水电及新型调节资源（如储能、虚拟电厂等）。政策明确，市场主体需具备“可观、可测、可调、可控”能力，且新品种设立需经历模拟试运行、结算试运行及正式运行三个阶段，首次结算试运行与正式运行的间隔不少于1年。这一流程设计兼顾了市场稳定性与创新包容性。
费用分担机制进一步细化。在电力现货市场连续运行的地区，调频、备用等辅助服务费用由用户用电量和未参与电能量交易的上网电量共同分担，具体比例由省级主管部门确定。这一机制将辅助服务成本显性化，为储能等调节资源创造收益空间，同时避免单一主体负担过重。
绿电价值重估路径逐渐清晰。政策提出，新能源作为波动性电源需通过市场化机制反映其“绿色”正外部性与“波动”负外部性，绿电综合收益有望趋于稳定。此外，新型储能的安全性标准将在运行中持续优化，合理安全容量的折算与容量补偿机制或加速建立，为其商业化应用提供支撑。
结语
此次政策从时间表、主体权责到费用机制层层细化，标志着全国统一电力市场进入实质推进阶段。电力价格机制的重构不仅将提升资源配置效率，更为绿电与储能的价值发现奠定制度基础。未来，市场主体的技术能力与合规水平将成为竞争关键，行业格局或迎新一轮洗牌。
本文源自：金融界
作者：观察君
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