4月11日，广东电力现货市场发电侧实时成交均价达到0.978元/千瓦时，较4月年度合同均价0.372元/千瓦时上涨了约162.9%；随后4月12日至18日，每日现货实时成交价一直在0.616元/千瓦时之上高位波动。

这一现象引起了市场的高度关注：电价是要大幅上涨吗？

广东省拥有约22%的燃气发电机组，由于燃气成本明显高于煤炭和风、光新能源，因此它们是现货市场发电成本最高的“边际定价者”，美以伊战争导致全球液化天然气（LNG）价格上涨，4月中旬广东地区LNG接收站价格已经上涨约20%，加之广东作为外贸大省出口带动了电力需求坚挺，因此广东电力现货市场价格扰动剧烈。

远在中东的战事，快速波及中国电力市场的价格，这从另一个侧面反映出，中国电力市场化步伐加速，市场化规模不断扩大，由市场供需形成价格的机制初步建立。

国家能源局发布的数据显示，2025年中国电力市场交易电量规模再创新高，累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%；占全社会用电量比重达到64.0%，同比提高1.3个百分点。“这相当于全社会用电量中，每三度就有两度是通过市场化交易完成的。”国家能源局市场监管司副司长王云波在今年1月底举行的新闻发布会上表示。

此外，全国各省级电力现货市场基本连续运行，风、光新能源全面参与市场交易，交易中心注册的经营主体数量突破100万家，市场活跃度持续攀升。

事实上，电力市场不断深化，叠加供需总体宽松、电力市场充分竞争，给用户带来的是电力成本下降的趋势。这从2026年各省中长期合约均价窥见一斑——多省中长期合约均价比2025年都有所下降，以用电大省浙江、江苏为例，两省长期合约均价分别为0.345元/千瓦时与0.344元/千瓦时，同比下降了约16.5%。

当然，电力市场化不意味着电价一定下降，其核心是通过实时供需匹配形成价格，利用价格信号调整需求，促进“削峰填谷”，实现全社会电力成本降低。

当下，中国电力市场呈现高度分化的特点，电价波动加大，而这种波动会更直接传递给用户。对于用户来说，其电价成本由“平均值”转向由电力市场中发用电双方的“供需决定”，实时电价波动加大，灵活性价值凸显。

当“黑天鹅事件”频发，电价波动成为常态，对于企业来说，电价愈发成为经营的变量。与此同时， 在新能源占比大幅提高的情况下， 电价结构也发生了根本变化，虽然新能源进入市场后，现货电价整体走低，但是电力系统运行费用已经明显上升；新能源发电也呈现时段性、季节性的不均衡。这都给企业用电成本带来压力和不确定性。

电价波动性加大

目前，国内各省正在加速取消由政府核定的固定分时电价体系。

截至2026年4月中旬，全国有贵州、河北南网、湖北、山西等13个省份，宣布取消或即将取消政府核定分时电价体系，全面进入市场化电价阶段，未来这一趋势将逐步覆盖全国。

这一改革部署在2025年底完成。当年12月，国家发改委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》，明确自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体，不再由政府规定分时电价水平和时段，而是由市场供需决定。

所谓固定分时电价是指政府依据当地电力系统运行状态，将一天24小时划分成若干时段，规定出不同的峰、平、谷电价时段，并规定各时段价格上浮和下浮比例，目的是引导用户“移峰填谷”，通过优化用电方式，提升电力系统利用效率，降低社会发用电成本。该政策自上世纪80年代初开始推出。然而沿用40多年的固定分时电价无法匹配现实的电力市场。

长期以来，政府规定的用电高峰一般集中在早、晚，深夜及凌晨为低谷，其余时段为平段。然而，近年来，中国新能源装机迅速攀升，电力供需情况有了很大变化，很多省份的用电低谷时段往往为中午至下午光伏大发的时段，也有风电装机量大的省份，出现电力峰谷与季节性强相关的特性。因此电力市场化的方向是不再人为规定分时电价，而是由市场形成价格，电力现货市场每15分钟出清一次，实时供需决定实时价格。

电力实时平衡也将“黑天鹅”事件与电价紧密关联，给电价带来了更多的波动性。除了上文提到的广东电价高企，还有极端天气给市场带来的影响。

一个典型的例子是， 2025年12月12日，山西省迎来了突如其来的一场大范围雨雪天气， 全省大部分地区普降中到大雪，部分区域出现大到暴雪。当日一早大雪覆盖了全省绝大部分光伏板，光伏发电严重受限，电力现货实时出清价格在白天8小时内直接拉升至最高限价1.5元/千瓦时，比日前出清价格高出130%。

除了高电价，在供大于求时，现货市场还频现零电价和负电价。

山西在2026年2月春节期间，连续多日出现长时间的零电价，甚至2月20日全天零电价。2026年1月1日至25日，辽宁现货市场实时出清价格下探至交易价格下限-0.1元/千瓦时，并持续了约272小时，时段占比超过42%。

新能源发电占比不断提高，使得其对电价的影响越来越大，另外电价波动又通过现货市场越来越直接地传导给用户。电价结构正在从之前的年度平均，转向分时、分日、分月和分场景。电价的灵活性价值凸显，工商业用户更加关注这一变化。

电费结构变化

2026年初多省份出现连续、长时间的负电价，但电力用户结算电费的时候却惊讶地发现，其电费结算单相比2025年同期并无明显变化，原本期待的电费大幅下降落空。再细看结算单，才发现电费结构变了。

以辽宁为例，2026年3月的现货平均电价与2025年3月相比降低超过20%，但加入系统运行费后，两个时段的结算电价就没有太大差异了。

2025年3月的“136号文”对上述结构变化产生较大影响。国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（即136号文），明确新能源电站全面进入市场交易，电价由市场形成，取消政府补贴，同时为保障新能源电站的收益，文件还设立了新能源“机制电价”制度，即“多退少补”的保底电价。

各地“机制电价”的补差主要通过电力市场系统运行费方式支付，所有参与市场的工商业用户都需均摊这一费用。

此外，2026年各地煤电机组的容量电费也有所提高，由之前的100元/千瓦·年提高到165—330元/千瓦·年，目的是将煤电作为调峰电源以及保供机组，以保障其固定成本回收比例不低于50%‌。这部分费用也被纳入系统运行费。这也是为什么现货市场价格走低，但电力用户实际感受不到电价下降的原因。

区域电价差异拉大

现货市场带来的明显趋势，是将各省电价差异拉大。根据差异可以将电力市场大致分为四种类型：新能源大省、水电大省、煤电大省，以及负荷大省。

首先是以甘肃、青海、辽宁等为代表的西部新能源大省，新能源全面入市后，会形成大发季节和部分午间时段的低价或超低价，但用电高峰时段电价则由调峰火电定价，峰谷价差持续拉大。此外，新能源大省会有高比例外送电合同，外送电量和电价也会直接影响省内电价。

这类省份电价波动大，如果企业对本身用电预测有偏差或采用高比例现货结算，均可能在用电高峰期或新能源小发季节承受超预期成本。

一个典型的例子是，东北某些大型工业企业往往在冬季的11月到次年2月停产或仅保留一半产能。这些企业主要是水泥、建材、钢铁等高耗能企业。停产、减产的部分原因是冬季环保限产政策影响，另一部分原因可能是这段时间市场需求较弱。而这期间刚好是东北的大风季，也是当地的供暖季，为保证供暖需求，煤电必须有50%的出力，因而期间整个电力市场现货价格非常低。一旦到了东北地区夏季时段，电价可能因为风电发电量小而迅速攀升，上述企业不仅无法享受到新能源大省的低电价，还可能导致自身用电成本大幅抬高。

水电大省则以四川、云南为典型代表。这类地区电价和电量受水电丰枯季节主导，当地的大工业企业对电价较为敏感，一般采取季节性开工方式，但仍面临来水不确定性。在系统运行费增加的情况下，这类企业可能面临丰水期的用电成本同比上升；枯水期供需偏紧更易出现高电价。

第三类为安徽、山西、陕西这类以煤电为主的省份，本地高耗能企业比重高，煤电是边际定价和保供机组，燃料成本对电价影响较大。煤电容量电价提升可能降低部分用电高峰时段的尖峰电价水平。但在迎峰度夏或迎峰度冬等个别月份，用户用电成本更容易大幅上涨，影响企业月度成本控制。同时这些企业如果必须完成一定比例绿电目标，或面临较大压力。

对于浙江、江苏、广东这类负荷中心省份，外来电比例高，企业负荷集中，高峰电价基本会触及价格上限，叠加新增的系统运行费，企业实际用电成本可能增加。对于生产连续性强，电力需求较为刚性的企业来说，无论电价低谷时段和高峰时段均需要用电，可能造成“知道电价结构变化，但吃不到结构红利”的问题。

可见在现货市场强力推进的当下，企业需要更多了解本地电力市场的特点， 尽可能将自身生产计划与本地电价特性相匹配，与售电公司签订适合自身用电需求的套餐合同，尽可能规避高电价风险。