中国储能网讯：2025年6月18日，由中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）主办的第三届（2025年）电力市场发展论坛在北京举办，会议同时进行线上直播。

多位与会嘉宾表示，随着电力现货市场加速在全国铺开，电能量价格下行压力显著，煤电、新能源均面临固定成本回收困难，建议短期提高容量电价回收比例、扩大覆盖范围并实现与电能量电价“解耦”，中长期在现货成熟地区试点推进容量市场，平衡电力市场长期稳定与短期效率。

现货铺开，价格下行

会上发布的《中国电力企业联合会2025电力市场年度报告》（以下简称《报告》）显示，我国电力现货市场建设全面提速，全国已有30个地区开展现货市场建设运行实践，电力现货市场建设正从试点逐步走向全国。

截至日前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北6个省级现货市场及省间现货市场转入正式运行；浙江、福建、陕西、安徽、辽宁、河北南网6个省级现货市场进入连续结算试运行；四川、重庆等13个省级现货市场开展连续结算试运行；天津、冀北2个省级现货市场开展模拟试运行。南方区域电力市场完成首次全月结算试运行。

广州电力交易中心党委委员、副总经理陈玮介绍，南方区域电力市场进入连续结算试运行作为2025年全国统一电力市场初步建成的标志性成果之一，获得广泛关注。

中电联党委委员、专职副理事长、电力市场分会会长安洪光说，我国电力现货市场建设节奏明显加快，2025年底将实现基本覆盖，边际出清的机制导致电能量价格难以覆盖发电机组固定成本。

国家能源集团电力营销中心有限公司党委书记、董事长、中电联电力市场分会轮值会长陈旭伟说，新能源高比例接入地区煤电定价时长减少，按边际机组成本形成的现货价格下降，引导中长期价格下降，电能量收入下降。

北京电力交易中心总经理、党总支副书记谢开介绍，随着高比例新能源接入，目前现货省份电能量市场价格普遍降至煤电标杆价以下，且整体呈持续下行态势。同时，系统消纳新能源成本在逐年上升，据测算新能源渗透率每提高1%，系统成本将增加1分/千瓦时左右。目前，国网经营区新能源渗透率已达25%，新能源消纳系统成本还将快速增长。

谢开说，随着新能源占比不断提高并陆续入市，火电利用小时数持续下降，辽宁等省份已降至3000小时以下，固定成本回收面临困难；同时也缺乏保障容量长期充裕的市场机制，影响市场主体收益预期和投资意愿，中远期电力电量平衡面临挑战。

新能源同样面临收益减少压力，陈旭伟介绍，新能源具有低边际成本、高消纳成本的特点，难以在边际成本定价的市场中回收全部成本。发展压力与经营压力之间的矛盾日益突出。2025年第一季度，国家能源集团在现货正式运行的甘肃、山西新能源电量电价仅分别为189元/兆瓦时、228元/兆瓦时，在此基础上每千瓦时还要承担分摊费用1-3分钱。

容量市场需与现货市场协同推进

面对煤电收益下行挑战，安洪光说，随着新能源持续高速发展，现货市场建设全面提速，容量保障机制重要性日益提高，火电等传统电源在新型电力系统的功能定位从“电量供应主体”转向“灵活调节主体”，尤其在东北、西北等地区利用小时数下降明显。需通过容量补偿机制、容量市场机制等方式形成稳定的容量成本回收渠道，激励可靠容量资源投资建设，保障电力系统的长期充裕与安全稳定。

多位与会嘉宾指出当前容量电价政策执行中的问题。陈旭伟说，部分省份煤电容量电价仅覆盖固定成本的30%，对容量电价“保电力”的认识模糊，省内容量电价和电量电价捆绑限价，对省内机组外送电量扣除容量电价，将容量电价和电量挂钩，影响容量电价政策效果。

安洪光建议，需完善容量电价机制，根据能源转型进程和电力市场运行情况，及时优化调整固定成本回收比例。具体而言，建议对电力现货市场正式运行地区、连续结算试运行地区以及煤电利用小时数下降明显地区，研究在2026年提高容量电价回收比例至100%的可行性。在持续完善容量电价政策的基础上开展容量市场研究，试点先行、分阶段逐步开展。

中电联规划发展部改革处处长、电力市场分会副秘书长孙健提出了更具体的建议。他说应进一步推动解决容量电价政策执行过程中存在的问题，明确跨省跨区送电机组的容量电费分摊方式，明确热电联产机组因民生供热导致出力受限处理办法；逐步将容量电价扩展至气电、新型储能、水电、核电以及需求侧响应资源等多种资源类型；推动容量电价与电能量电价解耦使容量电价与电能量电价分别覆盖发电企业的固定成本与变动成本，稳定煤电收益以保障系统容量充裕度，最终实现电力市场长期稳定与短期效率的平衡。

孙健说，容量市场建设需与现货市场协同推进，建议采取“模拟起步、试点先行”的路径。按照推动容量补偿机制向容量市场渐进式过渡的总体思路，依据现货市场成熟度逐步放开容量市场规模和参与主体。建议选择电力现货市场正式运行的省份作为试点，结合省内实际情况分阶段推动容量市场建设。