虫虫说电力改革

2026年，中国碳市场迎来历史性转折点。 伴随钢铁、水泥、铝冶炼三大高耗能行业正式纳入全国碳排放权交易市场，管控企业从2200余家增至3500家以上，覆盖排放量约80亿吨，占全国碳排放总量60%以上。更重要的是，配额分配机制悄然发生质变——从"免费为主"逐步转向"免费+有偿"结合的模式。 这不是简单的收费政策，而是碳资产从"零成本合规工具"向"有成本生产要素"跃迁的根本性变革。2027年，碳排放开始有了"成本价"，企业的每一吨排放都将被真实定价。 一、政策信号：从"免费"到"有偿"的制度切换 1. 政策文件释放明确信号 2024年7月，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，明确提出"稳妥推进免费与有偿结合的分配方式"。2025年8月，《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》进一步细化，明确配额分配将向欧洲学习，逐步提升有偿发放比例。 2026年，这一政策信号开始落地。《关于做好2026年全国碳排放权交易市场有关工作的通知》明确，四大行业纳入配额全流程履约管理，配额分配从"免费为主"转向"免费+有偿结合"。 2. 分配机制的历史演进 全国碳市场自2021年7月开市以来，配额分配始终以免费发放为主。电力行业初期配额超发，经过几年压缩后已平稳运行。钢铁、水泥、铝冶炼三大新纳入行业，采用"两步走"模式：2024-2026年为过渡适应期，配额发放相对充裕，惩戒幅度不超过3%。 但2027年之后，配额将逐年递减，遵循总量控制原则。针对整个行业设定基准线并逐年下调，下调幅度各行业不同，电力行业经验显示幅度或为2%-4%。 3. 有偿分配的三条路径 根据政策文件和试点经验，有偿分配主要通过三种方式实现： 拍卖（一级市场有偿分配） ：企业通过竞价方式购买配额，价格由市场供需决定。这是国际主流模式，欧盟碳市场90%以上配额通过拍卖发放。 固定价格出售：政府设定固定价格，企业按需购买。这种方式价格可预期，便于企业成本测算。 有偿与无偿结合：部分配额免费发放，部分有偿出售。过渡期采用此模式，既照顾企业承受能力，又逐步引入成本约束。 二、成本冲击：碳资产"定价"对企业的实质性影响 1. 碳成本显性化 过去，企业即使纳入碳市场，免费配额基本覆盖排放需求，碳成本几乎为零。2026年起，随着有偿分配比例提升，企业必须为超过免费配额部分的排放支付真实成本。 根据测算，在免费配额逐步收紧的背景下，碳成本将显著增加： 电力行业：每吨碳成本推动电价上涨0.8-1.0元/千千瓦时 钢铁行业：吨钢碳成本增加120-150元 水泥行业：吨水泥碳成本增加30-50元 对于年排放量100万吨的企业，即使有偿分配比例仅为10%，按碳价80元/吨计算，每年也将新增800万元的碳成本。 2. 成本传导与产业洗牌 碳成本的显性化将加速产业格局重构。低碳企业通过出售富余配额获利，高碳企业则面临双重打击：购买配额增加成本，碳成本传导至终端导致产品竞争力下降。 以钢铁行业为例，某年排放量500万吨的企业，如果减排技术落后导致配额缺口10%，按碳价100元/吨计算，需花费5000万元购买配额。这部分成本若完全内部化，将大幅挤压利润空间；若转嫁给下游，又可能丢失订单。 电力行业则更为敏感。随着电价市场化改革推进，碳成本可直接传导至终端。煤电企业碳成本上升，绿电的相对竞争力进一步增强，倒逼电源结构优化。 3. 碳资产的金融价值激活 有偿分配激活了碳资产的金融属性。配额不再是免费的合规凭证，而是需要真金白银购买的生产要素，其市场价值变得真实而具体。 2026年，广州期货交易所挂牌碳期货合约，终结了"单边现货"的市场格局，套期保值与跨期套利成为企业风险管理核心工具。碳质押、碳回购等融资工具快速扩容，碳资产成为企业融资的"硬通货"。 某水泥企业以100万吨配额质押，获得年化利率3.8%的专项贷款，用于建设脱硝设施。碳资产管理公司则通过"低价收购配额-高价回购"模式，为控排企业提供流动性支持。 三、应对策略：从被动履约到主动降碳的战略转型 1. 建立碳资产管理体系 面对有偿分配压力，企业必须从组织架构、管理制度、技术支撑三个层面建立碳资产管理体系： 组织层面：设立碳资产管理岗位或部门，明确排放数据采集、配额管理、交易决策、信息披露的职责分工。 制度层面：制定碳排放数据质量控制方案，建立月度信息化存证机制，完善内部碳核算方法。 技术层面：部署物联网监测设备，对接全国碳排放数据管理平台，实现排放数据实时采集与追溯。 2. 制定减排优先序 在有偿分配背景下，企业减排投入的边际收益发生质变。减排不再是单纯的环保投入，而是直接减少配额购买支出的盈利行为。 企业应按照"先技术改造、后配额购买"的原则制定减排优先序： 短期（1-2年） ：开展节能改造、余热回收、工艺优化，快速降低排放强度 中期（3-5年） ：部署绿电、储能、氢能替代，从源头减少化石能源消费 长期（5-10年） ：布局CCUS等深度脱碳技术，解决难减排领域的排放问题 3. 灵活运用市场机制 2026年的碳市场已形成"现货+衍生品+实体联动"的格局。企业需要掌握碳价波动规律，灵活运用交易工具降低履约成本： 交易时机选择：在碳价低位时提前囤配额，避免履约期集中推高成本 衍生品工具：利用碳期货锁定未来采购成本，用碳期权管理价格波动风险 CCER抵销：开发林业碳汇、可再生能源等CCER项目，用低成本减排量抵销部分履约义务 绿证联动：采购绿证降低间接排放，同时提升品牌溢价 4. 探索商业模式创新 碳成本的显性化也催生新的商业模式。领先企业开始将碳管理融入核心业务，创造增量价值： 零碳园区模式：政府牵头整合绿电资源，企业入园即可获得标准化碳管理服务，实现"一次投入解决合规与降本双重需求"。 虚拟电厂模式：通过聚合分布式光伏、储能的减排量，形成"碳聚合资产"对外出售，实现绿电消纳与碳资产增值的双重收益。 绿色供应链金融：将碳绩效纳入供应商评价体系，低碳企业享受融资优惠，高碳供应商面临压力，倒逼全产业链降碳。 四、市场展望：碳价走势与企业行动清单 1. 碳价进入上行周期 从长期看，欧洲碳价已突破90欧元/吨，是国内的近10倍，测算显示国内合理碳价应为200-300元/吨。但受经济发展和企业履约成本约束，政府将严格管控碳价，预计长期维持在80-150元/吨区间。 短期内，随着配额逐步收紧、有偿分配比例提升、碳金融工具丰富，碳价将进入温和上行通道。2026年，全国碳市场碳价有望突破100元/吨大关。 2. 2026年企业行动清单 面对配额有偿分配的新规则，企业需要立即行动： 3月31日前：报送2025年度排放报告，确认是否达到2.6万吨门槛 4月-6月：配合第三方核查，建立数据质量控制方案 7月-9月：完成配额预分配，评估配额缺口或富余情况 9月-12月：制定交易策略，适时补充配额，完成清缴履约 同时，企业应开展以下工作： 开展碳资产盘点，梳理配额、CCER、减排项目、绿证 制碳交易策略，低价囤配额、盈余出售、CCER优化抵销 对接绿色金融，申请绿色贷款、碳中和债、碳质押融资 将碳成本纳入投资决策模型，高碳项目一票否决 3. 战略视角的长期布局 有偿分配不是终点，而是起点。从欧洲经验看，配额分配终将全面转向拍卖模式，碳价将成为长期稳定的成本约束。 企业应从战略视角布局碳资产管理： 将碳成本纳入产品定价模型 将碳绩效纳入供应链管理标准 将碳资产作为融资工具纳入财务管理 将低碳能力作为核心竞争力纳入企业战略 2026年，中国碳市场从"免费时代"跨入"有偿时代"，这不仅是分配机制的调整，更是市场机制的成熟，是碳资产从合规成本向核心生产要素跃迁的标志。 对于企业而言，配额有偿分配意味着碳成本的真实化、刚性化、长期化。被动应对者将面临成本压力与竞争力下降的双重挑战，主动转型者则能通过降碳获得成本优势，通过碳交易创造新增价值。 从"免费发"到"有偿分"，碳资产开始有了"成本价"。但这不仅仅是成本，更是机遇。在碳达峰碳中和的宏大叙事下，谁能率先将碳管理融入企业经营，谁就能在绿色转型中抢占先机，赢得未来。

3月公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出，“深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国”。这是“能源强国”首次被写入国家五年规划中。 站在中国能源低碳转型的关键时期，中国正积极从“能源大国”向“能源强国”转变。相比以往“保供稳价”的传统定位，现阶段能源发展被赋予了更深远的意义：以新型能源体系建设为牵引，推动产业结构升级和经济动能转换，为高质量发展提供长期动力。 这一效应已经显现。据国际组织“能源与清洁空气研究中心（CREA）”报告，2025年太阳能、电动汽车及其他清洁能源技术对中国经济增长的贡献达到三分之一以上，并拉动超过九成的投资增长。展望“十五五”，能源将持续成为扩大内需、支撑增长的战略性支柱，其路径体现在： 从短期来看，以新型电力系统为核心的能源基础设施建设，将带来规模空前的投资，并将通过产业链产生强大乘数效应，直接拉动经济增长与就业。 从中期来看，海量投资将驱动风电、光伏、储能、特高压等高端制造业实现技术迭代与成本下探，夯实中国应对全球绿色产业竞争的优势。 从长期来看，一个绿色、稳定、高效的现代能源体系，将持续赋能经济高质量增长，并直接催生新能源汽车、智能家居、工业清洁燃料等庞大新消费市场。 能源投资规模空前 “十五五”规划纲要把“加力建设新型能源基础设施”作为构建现代化基础设施体系的四项重点任务之一，并提出要推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源、坚持风光水核等多能并举等具体措施。由此，今后五年，新型能源基础设施将是中国经济发展中最具确定性的投资领域之一。 首先是清洁能源发电。国家能源局发展规划司副司长邢翼腾在一季度新闻发布会上表示，“十五五”期间将推动风电、光伏发电平稳发展，保持平均每年2亿千瓦的增长节奏。这一部署旨在落实2035年国家自主贡献目标，即全国风电、太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦以上。核电方面，“十五五”规划纲要（草案）提出，积极安全有序推进沿海核电建设，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右，较2025年增长超过四分之三。 其次是电网系统升级。“十五五”规划纲要明确，2030年西电东送能力要达到4.2亿千瓦以上，较2025年3.4亿千瓦明显提升。为此，国家电网在今年年初宣布“十五五”固定资产投资将达4万亿元，较“十四五”增长40%。叠加南方电网及地方电网等投资，期间全国电网总投资预计将突破5万亿元。特高压输电通道、智能化配电网以及农村电网巩固工程将成为重点投资领域，进一步保障能源电力外送与消纳。 再者是调节能力建设。国家发展改革委主任郑栅洁在3月6日举行的记者会上介绍，“新型储能”被列为与集成电路、航空航天等并列的六大新兴支柱产业。根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027）》，到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，2030年达到2.4亿千瓦以上。抽水蓄能规划同样清晰，到2030年在运在建规模将超过1.2亿千瓦，较2025年规模接近翻倍。 第四是战略性工程。郑栅洁在记者会上透露，“十五五”时期将从长远布局考虑，实施一批战略性工程。比如，推进雅鲁藏布江下游水电、“沙戈荒”新能源基地、海上风电基地等一系列投资万亿元以上的能源重大工程。 国家能源局数据显示，十年间，全国电力工程投资额实现了翻倍增长，从“十三五”年均千亿级跃升至“十四五”年均万亿级，并有望在“十五五”阶段站上2万亿元的新台阶。同时，投资结构不断调整。2020年起，电源投资超过电网并持续拉大，到2024年电源投资几乎是电网的两倍，但2025年又出现了趋势性变化。展望“十五五”，电力工程投资将更注重整体效能，推动电力系统向“源网荷储”深度融合。 驱动供给侧创新 “十五五”期间的海量投资将驱动风电、光伏、新型储能、核电、特高压等产业进入高质量发展的新周期。 一是规模效应驱动成本下探。近十年来，中国风电和光伏项目的平均度电成本分别累计下降60%和80%。到2025年，陆上风电度电成本已降至0.1元到0.25元/千瓦时，光伏发电度电成本降至0.2元到0.3元/千瓦时，在许多地区已低于煤电成本。同时，以锂离子电池为代表的电化学储能迅速发展，度电成本降至0.2元到0.4元/千瓦时区间，系统成本较2022年高点下降约80%。 随着“沙戈荒”大基地项目集中上马、技术工艺持续优化以及产业链各环节产能的充分释放，规模效应将进一步凸显。彭博新能源财经（BNEF）预计，到2035年，全球风电、光伏发电平均平准化度电成本将在当前基础上分别下降20%和30%以上，电化学储能下降近50%，中国是其中的重要驱动力量。持续降本将推动风光等新能源打破以往“保价保量”的政策驱动依赖，更快地过渡到灵活交易的电力市场化机制。 二是以自主技术攻坚未来产业。“十五五”规划纲要（草案）明确把可控核聚变作为前沿科技攻关领域，期间要“突破氚燃料制备循环、材料辐照考验、高性能激光、超导磁体制造等核聚变关键技术，开展聚变氘氚燃烧等离子体运行实验和多技术路径可行性验证，推进核聚变研发工程化进程”。 “十四五”期间，中国在可控核聚变领域实现多维度突破，从稳态运行时间、等离子体参数到工程化部署均取得里程碑式进展，并带动关键材料产业进步。目前，中国自主推进的聚变工程试验堆（CFETR）正处于集成工程设计与关键部件预研阶段，计划于2035年左右建成。作为CFETR关键前置项目的合肥紧凑型聚变能实验装置（BEST）也已进入工程总装关键阶段，计划于2027年建成，2030年实现发电演示。 三是新模式新业态涌现。构建新型电力系统的过程，也带来了电力市场机制与商业模式变革。其中，虚拟电厂作为聚合海量分布式资源、参与系统调节的智能平台，正从试点走向规模化运营。国家发展改革委在《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》里提出：到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，进一步提升至5000万千瓦以上。 这一目标相当于50座百万千瓦级传统火电厂的调节能力。“十五五”期间，虚拟电厂将通过先进信息通信技术，将分布式光伏、用户侧储能、电动汽车、可调节工业负荷等海量分散资源聚合起来，参与电力现货、辅助服务等市场交易，为相关发电企业、个人消费者和制造业用户提供更多能源服务。 撬动消费侧需求 绿色低碳转型能否成功，不仅取决于清洁能源产能提高和低碳技术突破，更取决于能否形成全社会共同参与、共同受益、共同推动的绿色发展体系，从而建立起从绿色生产到绿色消费的完整市场循环。 一方面，工业深度脱碳将会催生绿电、绿氢、绿色燃料的一体化新产业。“十五五”规划纲要提出，实施重点行业领域节能降碳、零碳园区和零碳运输走廊建设，建设充换电、氢氨醇加注等设施。同时，优化布局氢能基础设施，推动绿氢产业链向绿色氨醇、可持续航空燃料延伸，拓展氢能在交通、电力、工业等领域应用。 当前制约氢能等新兴绿色产业发展的关键因素在于有效需求不足，但随着基础设施逐渐完善、产业链协同降本增效、减碳压力递增，消费市场潜力将被逐步释放。中信证券研报认为，氢能行业作为“十五五”未来产业，政策定位再度提升，预计2026年行业或能在氢电耦合、工业减碳等领域实现突破，推动氢基绿色燃料快速增长。2030年国内数据中心燃料电池装机需求或达5GW至7GW，有望成为行业新的需求增长点。《中国氢能技术发展研究报告2024》预测，到2030年，氢能全产业链技术将基本实现自主可控，绿氢年需求量预计达500万吨，国产装备与材料竞争力显著提升。 另一方面，个人和家庭将会成为绿色能源的积极产销者。国家发展改革委发布的《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出，到2030年，要支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展。 完善中的电力基础设施将引领新能源汽车、智能家居等消费产业蓬勃发展。根据国家充电设施监测服务平台数据，2025年中国电动汽车充电基础设施约2009万个、新能源汽车保有量达4397万辆，占全国汽车总量的12%。中国电动汽车百人会预测，2030年中国新能源汽车保有量将超过1.2亿辆。 可以预见的是，几乎翻倍的充电基础设施将拉动新能源汽车、充电服务市场和车网互动增值场景消费。同时，随着分布式光伏、户用储能以及虚拟电厂等技术的成熟，家庭将从单一的用电单元变为产销者，激发智能家居等成熟消费产业全面升级。

在电力现货市场中，负荷变化始终是价格形成的核心驱动因素之一。然而，在高比例新能源接入与市场化交易机制不断深化的背景下，负荷与电价之间的关系已不再是简单的线性对应，而是呈现出更加复杂的结构特征：价格可能在某一负荷水平出现跃迁，不同时段对负荷冲击的敏感度存在明显差异，全天负荷曲线形态同样会影响价格波动水平。理解这些结构性特征，对电力市场参与者制定交易策略具有重要意义。 本文对广东电力市场负荷与电价之间的关系进行了实证观察与分析，旨在从数据层面揭示广东电力市场价格形成的一些可观察规律，为理解市场运行特征以及制定电力交易策略提供参考。研究选取2025年1月1日至2026年2月28日期间广东电力市场的统调负荷与日前电价数据作为样本，从负荷水平拐点、价格响应时滞、分时价格弹性以及系统负荷率结构等多个维度，深入探讨负荷变化对价格形成的影响机制。 01 负荷拐点与电价跃迁：供需从宽松走向紧平衡 从数据分布来看，广东电力市场的负荷与电价之间呈现出明显的非线性特征。通过对日前统调负荷与日前电价的散点分布进行观察，并辅以LOESS非参数回归拟合，可以清晰地看到两者之间存在显著的分段结构。图中呈现出一个极为关键的“拐点”——120000MW。这一数值不仅是负荷规模的分水岭，也标志着市场供需逻辑从宽松向紧平衡转化的阈值。 图1 | 广东电力市场的负荷与电价展示图 当广东统调负荷处于120000MW以下时，电价对负荷波动的响应相对“迟钝”，拟合曲线几乎保持水平。从边际成本定价原理来看，此时报价曲线前端主要由新能源、核电、水电等低变动成本机组构成。由于这些基荷电源的边际成本差异较小，即便负荷出现波动，市场出清价格往往仍停留在相近的价格平台。 值得注意的是，在低负荷区域还密集分布着大量接近0电价甚至负电价的点位，主要出现在午间光伏大发时段。为了消纳新能源，系统往往被迫出清零电价甚至负电价。在这种情况下，负荷的小幅涨跌已难以将价格从底部拉起，因此整体呈现出极弱的相关性。 而一旦负荷跨越120000MW门槛，拟合曲线便迅速上扬，散点明显向右上方聚拢。这一变化标志着系统进入“紧平衡”阶段：低报价基荷机组已基本满发，调度系统不得不调用边际成本更高的燃气机组。由于燃气机组具有更高的燃料成本和风险溢价，即便是微小的负荷增长，也可能迫使价格从煤电区间直接跳入气电区间，从而形成显著的正相关关系。 图2 | 广东电力市场的负荷与电价14个月的演变特征 进一步观察14 个月的演变特征可以发现，120000MW这一价格拐点并非固定不变，而是随着系统有效供应能力的变化而动态移动。在夏季高温负荷月份（如2025年7月），拐点明显向右侧的高负荷区间移动至约140000MW。这主要得益于迎峰度夏期间全网进入“应发尽发”状态，大量长周期运行机组保持在线，使系统在高负荷区间仍能维持相对充裕的备用容量。 相反，在深秋至冬季，拐点则明显向左偏移。例如2025年11月，拐点在100000 MW附近便开始提前出现。这种左移往往对应机组集中检修期或枯水期水电出力下降。当系统有效供应能力收缩时，市场会在更低的负荷水平下提前触发“紧平衡”逻辑。 02 负荷冲击的时间传导：电价响应是否存在滞后 基于前面发现的负荷与电价之间的非线性关系，接下来需要进一步探讨两者之间是否存在时序滞后效应。在不同地区、不同发展阶段的电力市场中，负荷变化并不总是即时反映到价格之中，广东电力市场是否也存在类似现象，值得深入观察。 为此，我们引入Pearson相关系数进行时序交叉相关性分析，通过设置正负时间偏移量（Lag）来识别负荷冲击传导至价格的时间差。其中，正偏移代表电价滞后于负荷变化，负偏移则意味着价格具有一定的预判性。通过比较不同偏移量下的相关系数大小，相关性峰值所在的位置，即可揭示市场最显著的响应时滞。 图3 | 负荷与电价每小时价格弹性 结果显示，广东电力市场的负荷与电价呈现出极强的实时耦合性。相关系数的峰值出现在偏移量为0的位置，表明在当前的日前出清机制下，价格能够几乎即时地反映负荷变化。 不过，相关性曲线同时呈现出一定程度的右倾特征，这意味着负荷冲击仍存在一定的“余温效应”。即便负荷已经见顶回落，高负荷对价格的影响通常仍会惯性延续1–2小时。换言之，负荷对电价的影响并非完全“随走随清”，在应对负荷尖峰之后，市场仍可能短暂地维持较高的价格水平，因此在交易策略上需要警惕这种滞后的溢价风险。 03 分时价格弹性：不同时段负荷冲击的敏感度差异 除了时序关系外，负荷变化对电价的冲击强度同样是理解价格形成机制的重要问题。分析不同时段电价对负荷变化的敏感度，可以为中长期分时交易策略提供有价值的参考。 在实证方法上，本文首先对电价变量进行了IHS变换，以处理广东现货市场中存在的零电价与负电价问题。在此基础上构建双对数回归模型，以不同时段的负荷为自变量、电价为因变量，估计两者之间的弹性关系。回归方程中的斜率可以被解释为该时段的价格弹性系数：系数越高，意味着负荷的微小变化将引发更剧烈的价格波动。 结果显示，广东电力市场的分时价格弹性呈现出明显的“峰状”结构，弹性峰值集中在中午至下午时段。 在这一时段内，回归系数普遍超过2.0，电价对负荷变化极为敏感。这意味着在不同日期的同一时段之间，只要负荷出现小幅变化，电价就可能产生更大幅度的响应。而在深夜与凌晨时段，弹性系数普遍低于0.2，表明在这些时段中，电价对跨日负荷变化的敏感度较低，即便负荷存在一定差异，价格也往往保持相对稳定。 需要特别说明的是，这里的弹性反映的是同一时段在不同日期之间的负荷差异，而非相邻时段之间的负荷变化。因此，虽然晚高峰负荷在日内上升速度很快，但其跨日差异对价格变动的影响相对有限，因此在结果中并不会表现出特别高的弹性系数。 这一分布结构同样可以从电力系统运行机制中得到解释。 深夜低弹性主要源于系统处于负荷低谷，供给明显宽松，运行机组以边际成本稳定的基荷电源为主。在这种环境下，负荷的小幅变化很难改变系统边际机组，因此价格弹性较低。 中午至下午高弹性则反映了新能源接入比例提高对价格结构的影响。广东近年来光伏装机快速增长，中午往往成为光伏大发时段。当光伏出力充足时，系统净负荷处于低位；而一旦负荷略高于光伏出力峰值，或光伏出力因天气变化下降，系统便需要迅速调用报价更高的机组补充供给。边际机组的快速切换，往往伴随着显著的价格跃迁。 从月度维度进一步观察，不同时段负荷对电价的弹性结构也会随着季节与供需格局发生变化。 首先，夏季及春节期间整体弹性相对平稳。迎峰度夏期间，供给侧普遍进入“应发尽发”状态，需求侧制冷负荷全天维持高位。相对稳定的供需关系，使得全天价格敏感度较低且分布较为均匀。春节期间由于整体负荷水平较低、电力供应充裕，负荷波动也较难触发明显的价格跳跃。 相比之下，春秋季节的弹性峰值则更加突出。此时电网往往处于“紧平衡”状态，负荷变化叠加天气变化带来的光伏出力波动，更容易触发系统边际电源的快速切换。其中 2025 年 11 月正午时段的价格弹性显著高于其他月份，这很可能与枯水期水电出力下降有关：当水电供给减少时，即便在正午负荷相对较低的时段，系统边际机组也更容易落在成本更高的机组区间，从而使价格对负荷变化表现出更强的敏感度。 04 系统负荷率与电价波动：从“时段”走向“全天”结构性影响 前文已经从小时维度探讨了负荷对电价的影响：一方面，价格对负荷变化具有较强的实时响应性；另一方面，不同时段的价格弹性存在显著差异。然而，这些分析仍然聚焦于单个时段层面。若将研究颗粒度进一步扩大到日尺度，则会出现另一个值得关注的问题：一天之内的负荷曲线形态，是否会影响电价的整体波动水平？ 为回答这一问题，本文引入电力系统中常用的指标——系统负荷率。系统负荷率通常定义为平均负荷与最大负荷之比，反映的是一天负荷曲线的“平滑程度”。负荷率越高，说明全天负荷分布越均匀；负荷率越低，则意味着负荷峰谷差更大、曲线更加陡峭。 与此同时，我们以日电价标准差作为衡量电价波动水平的指标，并构建其与每日负荷率之间的关系。结果显示，两者之间存在显著的负相关关系：散点分布的回归拟合线明显向下倾斜，表明随着系统负荷率的提高，电价波动水平呈现出持续下降的趋势。 图6 | 负荷率与电价波动关系 这一现象同样可以从电力系统运行机制中得到解释。 具体而言，在冬春季节，较低的系统负荷率（0.85以下）意味着负荷曲线的峰谷差较大。在高峰时段，系统更容易触及负荷拐点，从而触发边际机组向更高成本区间跃迁，带来价格快速上升；而在低谷时段，新能源消纳压力又可能使电价跌至接近零甚至负值。高峰与低谷之间的极端价差，最终显著放大了日电价的标准差。 相比之下，高系统负荷率（0.875以上）的夏季则呈现出完全不同的负荷结构。持续高温带来的空调制冷需求，使全天负荷都维持在较高水平。尽管夏季的总用电量较大，但由于负荷曲线相对平缓，系统无需频繁启停调峰机组，边际机组结构也保持相对稳定。 05 对电力交易的启示 以上对广东电力市场（2025年1月至2026年2月期间）负荷与电价关系的实证分析，为电力交易实践提供了一些具有参考价值的观察。 一、需充分认识负荷与价格之间的非线性关系，并重点关注不同月份的拐点负荷 当系统负荷处于拐点以下时，价格对负荷变化的响应相对有限；而一旦跨越这一阈值，系统供需关系进入紧平衡状态，价格往往会随着负荷的进一步提高而快速抬升。由于这一拐点会随着季节、机组检修以及水电出力变化而动态移动，因此对其进行持续跟踪，对于现货价格判断以及中长期交易报价均具有重要参考意义。 二、广东电力市场的价格发现机制整体较为高效，电价能够实时反映负荷变化 从交叉相关分析结果来看，负荷与电价的相关性峰值出现在零时滞位置，表明在当前的日前出清机制下，市场价格基本能够即时反映供需变化。但与此同时，高负荷对价格的影响仍存在一定的惯性效应。在负荷尖峰过后，价格往往仍会在随后1–2小时内维持相对高位。因此，在短期交易策略中，尖峰时段后的“余温溢价”仍值得关注。 三、正午至下午时段是价格敏感度最高的时间窗口 结果显示，这一时段的价格弹性显著高于其他时段，主要受到光伏出力波动与跨日负荷差异的共同影响。这一现象在冬春季节表现得尤为突出，而在夏季则相对平缓。因此，在中长期分时交易和现货策略制定中，应对该时段潜在的价格波动保持足够关注。 四、负荷曲线形态同样会影响价格波动水平，高负荷率通常对应更稳定的价格结构 从日尺度观察，系统负荷率与日电价波动之间呈现出明显的负相关关系。当负荷曲线峰谷差较大时，系统更容易在高峰触及边际机组跃迁区间，同时在低谷出现新能源压价，从而放大价格波动；而当负荷率较高、曲线相对平滑时，系统边际机组结构更加稳定，价格波动也相对收敛。这一特征提示，在判断市场波动风险时，除了关注负荷水平本身，也需要关注全天负荷结构的变化。 总体来看，广东电力市场的价格形成机制已经在很大程度上反映了系统供需关系及新能源出力结构的变化。对于交易而言，理解负荷水平、时间结构以及负荷曲线形态之间的联动关系，将有助于更准确地识别潜在的价格拐点与波动风险。

近日，国网山东电力发布2026年2月电力市场信息“明白纸”，披露了现货市场实时价格、日前价格、中长期价格以及新能源机制电价结算参考价等关键数据。对比上个月的数据来看，山东电力市场价格结构正在发生明显变化：现货市场低价进一步下探，峰谷价差持续扩大，而新能源出力对市场价格的影响也愈发显著。 现货市场低价显著下探 从现货市场价格表现来看，2月整体价格重心较1月有所下移，但最明显的变化体现在低价区间的快速下探。 数据显示，2026年1月山东现货市场实时平均价格最高出现在17时，为0.4382元/千瓦时，最低出现在13时，为0.1072元/千瓦时；日前平均价格最高为18时的0.4017元/千瓦时，最低为14时的0.0814元/千瓦时。 而在2026年2月，现货市场实时平均价格最高出现在22时，为385.22元/兆瓦时（约合0.385元/千瓦时），最低出现在13时，仅为18.941元/兆瓦时（约合0.0189元/千瓦时）。日前市场最高价格为19时的394.06元/兆瓦时（约合0.394元/千瓦时），最低则降至12时的5.419元/兆瓦时（约合0.0054元/千瓦时）。 对比可见，虽然现货最高价格整体变化不大，仍保持在0.38—0.40元/千瓦时区间，但最低价格出现明显“断崖式”下降，部分时段电价已接近零电价水平。 这一变化意味着，在部分时段电力供应明显充裕，市场竞争加剧，价格被迅速压低。 峰谷价差进一步扩大 从电价时序分布来看，两个月的最低价均出现在中午时段。1月实时最低价出现在13时，日前最低价在14时；2月则分别出现在13时和12时。 中午时段恰好是光伏出力最集中的时间段，随着新能源装机规模持续扩大，光伏电量集中释放，对市场价格形成明显压制。 与此同时，晚间高峰价格则表现出较强韧性。1月实时最高价出现在17时，而2月则进一步后移至22时；日前市场最高价则从18时延后至19时。 这表明，随着新能源出力在傍晚快速下降，系统对常规电源的依赖增强，晚间时段电价更容易被推高。 在“中午低价、夜间高价”的结构下，山东电力市场的峰谷价差也进一步扩大。以实时市场为例，1月峰谷价差约为0.33元/千瓦时，而2月则扩大至约0.37元/千瓦时，市场价格曲线呈现出更加明显的“深谷高峰”特征。 中长期市场保持相对稳定 与现货市场相比，中长期市场价格波动相对温和。 数据显示，2026年1月中长期市场平均价格最高为0.3926元/千瓦时，最低为0.1965元/千瓦时；2026年2月最高价为352.855元/兆瓦时（约合0.353元/千瓦时），最低为133.14元/兆瓦时（约合0.133元/千瓦时）。 总体来看，中长期价格虽有所下移，但整体波动幅度明显小于现货市场。这也体现出中长期交易在电力市场中的稳定器作用，通过提前锁定电价，一定程度上对冲现货市场的剧烈波动。 对于售电公司和电力用户而言，中长期合同仍然是控制电价风险的重要工具。 新能源结算参考价同步回落 伴随市场价格下探，新能源机制电价结算参考价也出现明显下降。 2026年1月，山东光伏发电机制电价结算参考价为0.1448元/千瓦时，风力发电为0.2055元/千瓦时；而到2月，光伏参考价降至50.941元/兆瓦时（约合0.0509元/千瓦时），风电则为171.324元/兆瓦时（约合0.1713元/千瓦时）。 从降幅来看，光伏电价下降最为明显，降幅超过六成。这主要是因为光伏发电集中在中午时段，而该时段恰恰是现货价格最低的时段，因此结算参考价受到更强影响。 相比之下，风电出力时间更为分散，夜间时段仍有较多电量参与市场交易，因此价格受到晚高峰电价支撑，降幅相对较小。 新能源对价格结构影响加深 综合1月与2月数据来看，山东电力市场正在逐渐呈现出典型的新能源主导特征：白天电价被光伏压低，而晚间随着新能源出力下降，电价迅速回升。 这种“中午低谷、夜间高峰”的价格曲线，也被业内形象地称为“鸭子曲线”。随着新能源装机规模持续增长，这一特征未来可能会更加明显。 对于市场主体而言，这一变化也意味着交易策略需要随之调整。售电公司需要更加精细地进行负荷预测和交易组合管理，以避免批零价格倒挂风险；新能源企业则需要关注中午电价下行带来的收益压力，并探索储能、绿电交易等方式提升电量价值；而对于具备调节能力的用电企业而言，在低价时段增加用电，或将成为降低用电成本的重要方式。 整体来看，山东电力市场正处于新能源快速发展带来的结构调整阶段。随着现货市场运行不断深化，价格信号对市场主体行为的引导作用也将进一步增强。