2026年2月，国家能源局与国家发改委联合印发《关于扩大电力现货市场试点范围 完善交易规则的通知》（以下简称《通知》），明确将电力现货市场试点范围扩大至全国16个省市，实现东部、中部、西部重点区域全覆盖，同时对现货交易规则作出三大核心调整。此次试点扩容与规则优化，是深化电力市场化改革的关键举措，将进一步提升电力资源配置效率，助力新能源消纳，推动电力市场向“有效竞争、价格合理、供需平衡”的目标迈进。
此次电力现货市场试点扩容，在原有广东、浙江、山东等11个试点省市的基础上，新增新疆、甘肃、云南、贵州、内蒙古5个新能源富集省份。国家能源局相关负责人表示，新增试点省份均为我国新能源资源重点集中区域，风电、光伏装机规模大、增长快，面临着新能源消纳与电价形成机制完善的迫切需求。通过纳入现货市场试点，可充分发挥市场机制的调节作用，引导新能源企业参与市场交易，提升新能源消纳率，同时优化电价形成机制，保障电力市场稳定运行。
相较于此前的试点方案，新版交易规则作出了三大核心优化调整。一是优化电价形成机制，引入“新能源溢价”条款。《通知》明确，新能源发电企业参与现货交易时，可在边际电价基础上获得合理的环境价值溢价，溢价水平根据新能源消纳情况、碳市场价格等因素动态调整。这一举措将进一步提升新能源电力的市场竞争力，引导社会资本加大对清洁能源领域的投入。二是完善用户准入机制，降低用户参与门槛。将直接参与现货市场的工商业用户年用电量门槛从1000万千瓦时降至500万千瓦时，同时允许符合条件的园区、聚合商代表中小用户参与市场交易，扩大市场主体范围，提升市场竞争活力。三是建立辅助服务与现货市场的衔接机制，明确储能、调峰机组等柔性资源的补偿标准。《通知》规定，储能电站、虚拟电厂等参与调峰、调频辅助服务的收益，可与现货市场电价挂钩，进一步拓宽柔性资源的收益渠道，提升其参与市场的积极性。
从已试点省市的运行经验来看，电力现货市场的实施已取得显著成效。以广东为例，2025年广东电力现货市场运行期间，新能源消纳率达到98.5%，较非试点时期提升3个百分点；峰谷电价差拉大至0.8元/千瓦时，有效引导用户主动调整用电负荷，实现削峰填谷，提升了电网运行效率。山东试点则通过现货市场机制，推动储能电站参与调峰服务，储能项目平均投资回报周期缩短至6年以内，激发了储能行业的发展活力。
对于市场主体而言，现货市场的扩容与规则优化意味着更多的发展机遇与挑战。对于发电企业，尤其是新能源发电企业，需提升报价策略的精细化水平，加强发电功率预测能力，通过精准预测市场电价与自身出力，实现收益最大化；对于火电企业，需进一步提升灵活性调峰能力，通过参与现货交易与辅助服务市场，弥补传统发电业务营收下滑的影响。对于用户侧而言，年用电量500万千瓦时以上的工商业用户可直接参与现货交易，通过在低谷时段购电、高峰时段少用电的方式降低用电成本；中小用户则可通过聚合商参与市场，分享市场改革带来的红利。
为保障试点扩容工作顺利推进，《通知》要求新增试点省市在2026年6月底前完成市场规则制定、交易平台建设、市场主体注册等前期准备工作，7月1日起正式启动现货市场试运行；原有试点省市需在2026年年底前完成规则优化调整，实现与全国统一市场规则的衔接。同时，国家能源局将建立试点工作督导机制，定期对各试点省市的市场运行情况进行评估，及时解决市场运行中出现的问题。
结语：电力现货市场的全面扩容与规则优化，是电力市场化改革向纵深推进的重要标志。随着市场机制的不断完善，将进一步提升电力资源配置效率，助力新能源消纳，保障电力供应安全，为我国能源转型与经济高质量发展提供坚实的制度保障。各类市场主体需主动适应市场变化，提升自身竞争力，在市场改革中把握发展机遇。
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