2017年，南方（以广东起步）、山东、山西、浙江、四川、甘肃等8个地区成为第一批电力现货市场试点。图：视觉中国

　　过去一年，笔者以现场或者在线的方式，逐一调研了山东、山西、广东、甘肃、云南、浙江的现货市场（日前/实时）。相关陆续写成的统计分析与结果探讨文章，包含了各省的特色与细节，比如解释一些“怪事”：这里为什么负价高频且深（山东/四川），那里为什么时不时顶格（广东），而极端天气又如何在电力市场留下印迹（广东/山西）。样本越丰富，越感觉一些影响市场价格水平、分布与其他一些特性的因素，普遍存在规则维度的相似性。这些省份的电源结构、价格上下限、规则细节各有差异，价格形态却在讲类似故事——缺乏更广需求范围内的弹性。

　　本文把这组系列故事归纳为十条“程式化事实”。在此基础上，在重新聚焦新版本的现货市场（2023年版已经过期）规则的当下，提出十条市场规则与设计的改进建议。

从“模拟”到“全天候运行”

　　2017年，南方（以广东起步）、山东、山西、浙江、四川、甘肃等8个地区成为第一批电力现货市场试点。此后几年，多数试点在“模拟运行”和“结算试运行”之间往复，价格更多是调度和交易中心自己看，建立经验体会。2019年12月，山东日前市场出清了每兆瓦时−40元，这是国内第一次负电价。当时它更像一则趣闻。

　　转折发生在2025年。新能源上网电量原则上全部“进入”电力市场，收入通过“机制电价”以差价方式结算。现货价格第一次直接进入一大类电源的账本。各省现货随之陆续转入正式运行，今年8月是河北南网，9月是安徽，后者已经是第9个。

　　变动的价格成为影响售电公司与发电企业收益的因素，而且越来越重要。2025年9月，水电大省四川在结算试运行中出现全天负电价。同月，台风“桦加沙”带来的“五停”，让广东售电公司一天亏损超过3亿元。12月，一场暴雪盖住了山西的光伏板，实时价格白天8小时顶在上限。山东的负电价已经从新闻变成日常，今年9月又拟把价格下限继续往下调。

　　每一次事后归因都有其事实依据——新能源大发、需求低迷、天气反常确实客观存在。但这些局部变量只能解释波动的发生，却无法解释波动的量级与高度同频。当同样的价格曲线在煤电、水电、风电等资源禀赋截然不同的省份类似出现，将原因归结为各省的“特殊情况”便失去了说服力——局部特例无法拼凑出全局的高度同构。

　　笔者把各省的日前与实时价格、负荷、风光出力和跨省电量放在一起，用同一套办法比较：两个市场的价格分布有何不同，价格与净负荷（负荷扣除风光和外来电）如何联动，日内与季节的节律是什么，省内价格最极端时跨省电量又如何变化。下面的十条按跨省证据由强到弱排列：前几条几乎每个省都成立，中间几条多数省份成立，最后一条需要更多推断。

2026市场十大“程式化”事实

　　1. 鸭子曲线是全国性的

　　无论以煤电、水电还是风电为主，所有省份的实时价格都在正午前后跌到谷底（图1）。光伏已经接管了中午的定价：山东、山西、甘肃的中午频繁贴在地板上，云南汛期的中午只剩几十元。全天最贵的时刻多在傍晚。太阳下山、负荷还没回落的那几个小时。甘肃的峰值挪到了清晨，风小，太阳也还没出来（附：外送似乎雷打不动）。

图1 各省实时价格的日内特性（profiles）。来源：各省电力交易平台公开数据，卓尔德整理计算；2026年1–9月，除甘肃（1–3月）外。

　　2. 实时比日前价差更大

　　每个省的实时价格分布都比日前更宽：高的更高，低的更低，贴着地板的时段更多。山东的实时负价大多整整齐齐地停在申报下限上，日前负价却散落在零以下的各个价位；甘肃实时价格等于下限的频率，是日前的3倍。

　　偏差的方向因省而异。广东日前常常高估中午的需求，山东日前有时又高估中午的光伏。共同的是，日前对“明天会有多极端”估得太保守，因此实时的波动程度要更大。

　　3. 尖峰只在太阳不在的时候

　　各省实时价格最高的那一小部分时段，没有一个落在正午，全部挤在傍晚、深夜和清晨。稀缺的，是光伏退场之后几个小时里的爬坡能力和在线容量。

　　山西今年清明假期最后一天，负荷处在全年低位，中午零价。傍晚太阳落山、风也同时变小，实时价格从晚上7点多一直顶格到10点多。傍晚的3个小时，往往是很多省份发电资源最需要的时候，也对应于目前确定的“保供控制时段”。

　　4. 跨省电量对省内价格“无感”

　　省内价格跌到地板或冲上天花板时，外来电和外送电与平常几乎一样。山东中午负价最密集的时候，20GW的外来电照常送入；山西傍晚顶格，外送照常执行；甘肃中午价格贴着下限，外送只多了个零头。

　　每个省最大的一块可调电量，都被放在了价格之外。交易路径决定了潮流路径，这正是电力经济学30多年前就警告过的“不可行”安排。

　　5. 常态日前略贵，尾部实时平均意义上抵消

　　多数省份的多数时段，日前价格比实时略高一点；少数实时尖峰再把这点溢价一次性抵消。全年平均下来，两个市场价格水平“差不多”。

　　这个“差不多”掩盖了方向相反的转移。常态溢价（日前-实时），负担落在按日前结算、又无法灵活调整的用户身上；尖峰溢价，则在稀缺时刻偏差最大的主体身上。好比一家保险公司天天多收一点保费，偶尔一次大赔付，账面持平；但是交保费的和拿赔付的，其实不是同一拨人。云南是例外，水电报价的季节逻辑改变了这一形态。

　　6. 春节是全国统一的价格洼地

　　2月是几乎所有省份全年最便宜的月份。工厂放假、负荷骤降，核电、外来电、供热机组和必开机组却退不出去，价格一路滑向下限。浙江2025年春节前后，日前价格约四分之一的时段为负；山东、甘肃的春节价格长时间贴着地板。

　　春节像一次全国性的压力测试，测的是系统里有多少“调节不了”的电源，对应必开机组或者市场外开机。

　　7. 稀缺不在盛夏，在过渡季和“非常态日”

　　七八月份负荷最高，实时尖峰反而最少。尖峰扎堆在4月、9月这样的过渡季：来水还没上来，机组在检修，开机偏少，负荷却已经回升。广东和云南的4月、山西的9月，都是全年实时价格最“狂野”的月份。

　　另一类是节假日、台风、暴雪这样的非常态日，负荷走出了预测模型熟悉的范围。广东台风“五停”那天，日前价格几乎为零，晚间实际负荷却比预测高出两成以上，是2025年全年负荷预测误差最大的一天。预测把停工的影响估得太猛，市场按“没人用电”安排了第二天，结果反而引发了实时价格的暴涨。

　　8. 限价离常态价格越近，价格越像二极管开关

　　下限设成正数或零的省份，价格大量堆在地板上：甘肃实时约三成时段等于40元的下限，山西中午大片零价。下限够深、离常态价格够远的省份，价格分布平滑，几乎看不到地板。

　　到了地板上，过剩一点和过剩很多是同一个价格，类似温度计到了最大量程，再高温度也失去了计量分辨率，只会报“很热”。谁来少发、少发多少，转由同价规则和调度决定；甘肃的做法是按装机容量比例分摊。天花板同理：顶格时，缺口持续一整天和持续三小时，也是一个价格。

　　9. 两端缺乏弹性，中段的形状看电源结构

　　实时的需求侧几乎没有弹性。用户普遍“报量不报价”，日前市场的需求往往直接取自调度的系统负荷预测（因此需求响应无法操作），结算又按全省统一的价格。供给侧在两端分别受最小出力和在线容量的约束。

　　中段的形状则取决于电源结构。煤电为主的浙江、山西、山东，价格曲线中段非常平坦，越过某个门槛后骤然变陡；甘肃、云南、广东的价格随净负荷连续爬坡，没有长平台。“曲棍球杆”是煤电省份的形状；所有省份共同的，是越接近边界，价格越剧烈。

　　10. 现货只在边际上起作用，两端由市场外安排决定

　　年度合同的物理执行、机制电价、优先发电和外来电计划、直调机组和必开机组，锁定了绝大部分电量和开机。云南批发用户的年度签约比例接近99%。

　　所谓“竞价空间”，是调度负荷预测扣除这些非市场化出力之后剩下的余量。余量一旦被挤到零以下，负价就出现；煤电开机台数又决定了傍晚能不能顶住。现货市场于是成了一个“剩余市场”，在很窄的缝隙里分摊别人留下的偏差。

十大规则与设计改进建议

　　十条事实指向同一个问题：最大的电量和最关键的开机决策放在价格之外，而且定得太早。对应的建议多数不需要新增投资，只需要改变谁在什么时候做决定。

　　1. 讲清楚谁“必须”、谁“可以”

　　实时市场就是物理平衡本身，所有电源和用户都在场，应当强制参与。日前和中长期是避险与安排的工具，应当自愿。新能源这类“实时型”主体，没有理由被强制拉进预测误差最大的日前市场。旧有规则文本里的“稳妥推动”“加快推进”，应当换成“必须”或“可以”。

　　2. 中长期合同按实时价格结算差价

　　合同锚定日前价格，等于变相强制参与日前，这是没有必要的。中长期是避险工具，约定量和价就够了，不必强制“带曲线”。两小时一元钱，和一小时两毛五、另一小时七毛五，在合约双方价值的视角，是一回事。

　　3. 让关门时间靠近实时

　　眼下的市场是越接近实时越不重要，日前一开门，调度就接管了系统；有的省份实时还沿用日前封存的报价（没有更新），价格只能在事先搭好的台阶上跳。预测误差随提前量增加，决策锁得越晚，事实2和事实3里的偏差就越小。

　　4. 完全取消起作用的限价

　　限价不影响出清，它就是摆设（所谓松的，non-binding），有没有都一样；影响了出清，那个价格就不再对应供需平衡，价格的生成完全成为额外“松弛变量”设置的结果。市场力用市场力的办法管，不宜再叠加“报价限价”和“出清限价”两道边界。退一步，至少把下限放到远离常态价格的负值区间，让过剩的深浅重新有足够刻度。

　　5. 用省级市场耦合替代“省间市场”

　　电源和用户都属于某个省，省与省之间并没有自己的供给和需求。联络线上的交易与潮流，应当在临近实时由两端供需共同决定。把送电曲线提前一年写死，在极端情况下本身就是可靠性风险——四川2022年夏天的限电就是前车之鉴。

　　6. 把市场外开机纳入市场，至少纳入阳光

　　直调机组、必开机组和“不参与定价”的出力，应当公开名单、容量与理由。它们加起来超过需求时怎么办，价格到达边界后按什么顺序削减，应当事先写明。“电网运行安全”需要可以检验的指标，一句“安全”包打不了天下。

　　7. 公开开机准则，动态设定备用

　　开机台数决定了中午弃电与傍晚顶格之间的取舍：多开，中午更挤；少开，傍晚（有可能）顶不住。这个权衡目前由调度独自完成，外界看不到准则，也看不到每天实际在线的容量。备用要求应当随预测的不确定性动态调整，台风前夜和平常日子不该是同一个数。

　　8. 备用与爬坡显性定价

　　傍晚的稀缺是爬坡能力的稀缺，应当有自己的价格。现在它被挤进电能量价格，再被上限截断，投资者分不清该建能顶一整天的电源，还是能顶3小时的储能。

9. 把市场数据当作公共品

　　出清结果、一定分辨率以上的报价、各类预测与实际值、断面阻塞与约束松弛信息，应当向全社会公开。广东某个节点的价格比全省统一结算点高出六成，外界要靠行业媒体的报道才能知道。“信息安全”和“未经授权”需要写明是谁的授权、保护什么。

　　10. 用法律语言写规则，允许对偏差下注

　　之前规则的“价格异常”“无法正常出清”“操纵市场”需要可以裁判的定义，不宜留给自由裁量。利用规则博弈规则本身不是违规，反而是规则变得结实的动力。引入虚拟报价这类纯金融头寸，让日前的系统性偏差可以被套利抹平。偏差能长期存在，是因为没有人被允许去纠正它。

结语：越透明，越“难看”，也越先进

　　本文中反复点名的省份，并不意味着相应的市场差。恰恰相反。山东、山西、广东、甘肃等披露了足够分辨率的价格、负荷、新能源与联络线数据，外界才能把它们放在一起比较、挑毛病。它们是目前透明度最高，因此也是中国“最先进”的现货市场。

　　问题被看见，才有可能被修正。没有披露同等数据的省份，问题不会更少，只是藏在统一结算点、计划曲线和“安全”二字后面。体检报告上箭头最多的人，未必是最不健康的人，更可能是唯一去做体检的人。

　　十条事实说的一件最大的事情：最大电量和最关键开机，放在价格之外，而且关门时间太早；价格只能在剩下的窄区间内剧烈摇摆——失去弹性。

　　十条建议每一条都会触动既有的利益格局，这也是它们迟迟推不动的原因。

　　让我们共同期待2027年的改变！