中国储能网讯：近年来，风光等波动性可再生能源占比快速提升，传统计划调度模式难以应对实时供需变化，现货市场不仅可以通过价格信号引导灵活调节，保障电网安全运行，也能够实时反映电力边际成本，促进清洁能源优先消纳，同时激励煤电等传统电源转向灵活性调节角色。

随着能源改革的深入推进，试点范围扩大、规则体系完善、技术创新突破，我国的电力现货市场建设正迎来关键突破。

近期，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确提出2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖的目标，这标志着我国电力市场改革进入全面提速阶段。

随着现货市场机制的深化和多层次市场体系的完善，储能将从单纯的“技术工具”逐步转变为具有独立市场主体地位的关键灵活性资源。

新政：分阶段推进，严格运行标准

此次出台的电力现货市场建设新政呈现出鲜明的分阶段推进特征，采取“试点先行、区域协同、全国覆盖”的梯度推进策略。

在试点先行区域，“排头兵”率先发力，湖北省计划于2025年6月底将电力现货市场转入正式运行，浙江省也将在年底前完成这一目标。

安徽、陕西等省份紧随其后，力争在2026年6月底前实现正式运行。而福建、四川、辽宁等15个省份（地区），以及南方区域电力现货市场，均需在2025年底前启动连续结算试运行。

京津冀地区则积极探索模拟试运行，为后续全面推进积累经验。这一“梯度推进”的策略，既保证了改革的有序性，又能充分发挥各地区的资源优势和创新能力，为跨区域市场协同积累经验。

值得关注的是，新政明确省间现货市场同步扩容，允许发电企业直接参与跨省购电，并研究售电公司、电力用户跨省交易机制，推动资源在全国范围内优化配置。

在市场运行规范方面，新政制定了严格标准，明确市场转入正式运行需满足连续运行一年以上，并通过独立第三方评估，确保符合《电力现货市场基本规则（试行）》要求，从制度层面保障市场的规范性与稳定性。

这意味着，在连续结算试运行前，技术支持系统必须通过严格校验，只有达标地区方可启动，为市场高效运转筑牢技术根基。

此外，市场主体参与度的提升也是本次建设的重点。

新政要求，到2025年底，所有正式运行及试运行省份将实现电力用户、售电公司等主体全流程参与现货市场，同时建立起适应新型能源经营主体的准入、报价及考核机制，进一步激发市场活力。

新政严格要求中长期签约比例符合国家能源保供要求，在保障能源安全的前提下，推动市场机制有效发挥作用，这将有助于平衡市场灵活性与安全稳定。

为确保电力现货市场建设顺利推进，多维度保障措施同步实施。新政要求各省（区、市）及电网企业需制定详细建设方案，明确分工与时间表，加强风险防控与宣传培训；国家电网、南方电网及各级交易机构强化数据归集与信息披露；国家能源局派出机构督导规则统一性；国家发改委、能源局定期调度进展，协调解决重大问题。

影响：能源改革步入深水区，源网荷储生态重构

电力现货市场建设的提速，对我国能源体系转型意义深远，影响将多维传导。

首先，电力现货市场加速建设不仅能推动电力资源在更大范围内实现优化配置，提高能源利用效率，还能促进风光等新能源消纳，助力“双碳”目标实现。

其次，电力现货市场建设将加速能源结构优化。通过价格信号的实时传导，发电侧、用电侧合理安排生产与消费，通过“削峰填谷”增加收益，推动电力行业向更加市场化、智能化方向发展。

新政意味着电力交易加速从日前市场扩展至日内、实时市场，交易周期缩短至15分钟级，提升电力供需匹配效率。

第三，市场生态将更趋多元，民营资本将加速进入售电、虚拟电厂等领域，同时，绿电交易将加快与碳市场衔接。

第四、新政对源、网、荷、储均将产生重要、深刻的影响。

源侧看，煤电将从“主力电源”转向“灵活性调节电源”，需通过辅助服务市场获取调峰、备用等收益，在现货低价时段，倒逼企业加快灵活性改造或退出低效机组；对于新能源来说，现货市场将优先消纳新能源，减少弃风弃光，通过“绿色电力交易+现货市场”组合，新能源企业可获取环境价值附加收益。

网侧看，电网调度需更多依赖市场出清结果，平衡实时供需的难度增加，需提升数字化调度能力；输电通道拥堵时，节点电价机制将引导资源合理分布，倒逼电网投资优化。

负荷侧方面，高耗能工商业企业需部署能源管理系统，根据实时电价调整生产计划，普通用户需适应电价波动。

储能方面，电力现货市场建设提速对储能行业将产生3个方面的影响。

拓宽收益渠道。现货市场的高频价格波动（如日内或15分钟级交易）将显著拉大峰谷电价差，储能可通过“低充高放”实现套利，收益空间提升。

极端天气或供需紧张时，现货电价可能短时飙升，储能快速放电可捕获高价时段收益。

随着新能源占比提升，电网对调频、备用等辅助服务需求激增，储能因其毫秒级响应特性成为核心供应方，收益模式从“价差套利”转向“服务付费”。

政策要求配套容量市场，储能可通过提供备用容量获取固定收益。

政策鼓励绿电与现货市场衔接，储能可帮助新能源平滑出力曲线，减少偏差考核费用，同时获取绿电溢价分成。

倒逼储能技术升级。现货市场交易周期缩短至15分钟级，要求储能系统具备更快的响应速度和更高的循环寿命，液流电池、飞轮储能等储能技术将迎发展机遇。

储能运营商需结合AI算法优化充放电策略，例如通过预测次日电价曲线自动制定储能运行计划。

推动储能商业模式创新。政策明确储能可作为独立主体参与市场，无需绑定发电厂或用户，推动共享储能、电网侧储能大规模建设。

分布式储能可通过虚拟电厂聚合，参与现货市场竞价和需求侧响应，提升规模经济性（如江苏VPP试点已接入用户侧储能）。

未来：兼顾效率、安全与公平

尽管是当前能源领域改革的重要方向，前景广阔，但电力现货市场建设仍面临多重挑战。

比如，新能源出力波动性、极端天气或供需紧张时导致电价波动；保底供电、优先发电与市场化交易的矛盾；省间壁垒导致电力资源难以全国优化配置；部分省级电网调度系统尚未完全适应高频交易需求。

因此，建议下一阶段的电力市场建设应该在以下几个方面实施一些针对性举措。

一、现货市场价格受天气、燃料成本等多因素影响，需配套中长期合约锁定部分收益，另外，需设定现货价格上限，防止极端事件引发电价失控，当然，这可能压缩储能套利空间。

二、对煤电等保障性电源提供容量电价，避免因现货收益不足导致电力短缺。

三、居民和农业用电价格仍由政府定价，与市场化电价“双轨制”并行。

四、通过输电价格改革、收益共享机制，平衡送电省与受电省的利益冲突。

五、要求电网企业升级调度系统，引入人工智能等技术，提升新能源预测精度和交易透明度。

六、省间市场协同不足制约资源配置效率，需建立全国统一的市场准入标准与交易规则，提升跨区调度能力。

七、加强顶层设计，推动中长期市场与现货市场衔接，建立容量成本回收机制保障煤电转型。

八、高比例储能接入要求满足特定响应时间、效率标准；部分试点对储能规模、技术类型设限，小规模储能需通过聚合商间接参与；通过储能资产证券化（如ABS）、电价波动保险等产品将帮助投资者对冲风险；储能支撑新能源消纳的碳减排量或可纳入碳市场交易，形成“电-碳”双重收益。

结语：电力现货市场建设是一场深刻的能源革命，随着各项工作的稳步推进，电力现货市场将逐步构建起更加灵活高效、公平透明的电力交易体系，为我国能源高质量发展注入强劲动力。

尽管面临机制和技术挑战，但其对能源清洁化、高效化的推动作用已形成共识。未来需在政策协同、技术创新、利益平衡、市场化与保供、效率与公平之间持续平衡，稳步推进，最终构建全国统一、竞争有序的电力市场体系。

这一过程中，电力市场化机制为储能创造了“技术价值→经济价值”的转化路径，但其规模化发展仍需解决收益稳定性、技术标准统一、跨省协同等问题。

未来，储能企业需从单纯设备供应商向“综合能源服务商”转型，深度参与电力市场设计与运营，方能在现货市场浪潮中占据先机。