作者 | 陈博
咨询证号 | Z0022938
在全球能源结构深刻转型与碳中和目标成为共识的时代背景下，电力已不仅是关乎国计民生的基础能源，更日益成为承载绿色价值、反映系统灵活性与时空稀缺性的核心商品。
电力市场的演进，正从传统的“发-输-配-用”单向链条，转向一个多元主体参与、多时间尺度交织、多价值维度叠加的复杂生态系统。
在这一进程中，电力衍生品作为管理价格波动风险、发现远期价值、优化资源配置的关键金融工具，其重要性愈发凸显。
本报告旨在系统梳理全球电力市场政策、监管与交易机制的前沿变革，并深入剖析电力及衍生品市场的未来前景。我们撰写此报告，基于以下核心洞察：
第一，电力商品属性正在发生根本性重塑。随着可再生能源占比快速提升，电力的波动性、间歇性特征放大，其时间价值（分时电价）、空间价值（节点电价）和绿色价值（环境溢价）被加速解构与显性化。
传统的物理交易已无法完全满足市场主体对风险管理和价值锁定的需求，这为金融衍生品（如电力期货、期权合约）的发展提供了肥沃的土壤。
一个成熟、高流动性的衍生品市场，是电力市场真正实现市场化、精细化运行的“稳定器”和“指南针（300803）”。
第二，市场机制创新与金融工具创新形成“双轮驱动”。 现货市场的精细化（如节点边际定价）、中长期交易的灵活化、容量补偿机制的建立，以及绿电、绿证、碳资产的协同，都在为衍生品设计提供更清晰、更可靠的标的和定价基础。
反过来，丰富的衍生品工具又能吸引更多元化的投资者入场，提升市场流动性、深度和价格发现效率，从而反哺实体市场的健康运行与转型投资。
第三，巨大的不确定性中蕴藏着结构性机遇与风险。未来3-5年，是各国电力市场规则定型、新技术商业化爬坡、跨区域协同突破的关键窗口期。其间，政策节奏、技术成本曲线、极端天气事件等因素将加剧电价的波动性与不确定性。
对于发电企业、售电公司、大型用户及投资者而言，能否有效利用衍生品工具对冲风险、优化资产收益、甚至捕捉转型溢价，将成为衡量其核心竞争力的关键。
同时，这也对衍生品市场的产品设计、风险管控和监管适应性提出了更高要求。
因此，电力及衍生品的前景，紧密绑定于能源转型的宏大叙事。它不仅是风险管理工具，更是转型价值发现的载体和资本配置的导航仪。
我们相信，一个与物理市场深度联动、产品序列完整、监管健全的电力衍生品市场，将是支撑高比例可再生能源系统平稳运行、降低全社会转型成本、最终实现安全、经济、低碳能源目标的不可或缺的金融基础设施。
本报告分为两篇，此为上篇，主要介绍全球及中国电力市场在能源转型背景下的政策、监管与交易机制演变。
01 全球电力市场政策与监管框架演变：趋势、差异与未来影响
全球电力市场正经历一场以能源转型为核心、以市场化机制为驱动的深刻变革。未来3-5年（2026-2030年），各国政策与监管框架的演变将直接塑造电力交易与期货市场的格局。
本文聚焦欧美及亚太主要经济体，系统梳理其改革路径的共性与差异，并前瞻性地分析其对市场发展的关键影响机制。
1.1全球主要经济体电力市场改革概览
截至2026年，全球主要经济体的电力市场改革已形成清晰的战略图景，其核心目标均指向大规模可再生能源的整合与系统灵活性的提升。
然而，受能源禀赋、产业结构与政治经济环境的影响，不同区域的改革路径呈现出显著的差异化特征。
表1 全球主要经济体电力市场改革总览
从上表可见，全球改革呈现出“目标趋同、路径分化”的鲜明特点。欧美成熟市场的改革更侧重于跨区域资源优化与监管协同。欧盟通过设立单一市场监管机构来降低跨境交易成本，而美国则依赖联邦能源监管委员会（FERC）的第841号令等规则，强制要求区域输电组织开放储能市场准入，从技术层面提升系统灵活性。
相比之下，亚太新兴经济体的改革则更紧密地贴合自身能源结构转型的迫切需求。中国的全国统一市场建设旨在破解资源与负荷中心的地理错配难题；日本和韩国则在放开售电市场的同时，分别面对核电重启与退出的不同挑战，采取了差异化的转型策略。
1.2监管框架创新的核心逻辑与市场影响
监管框架的演变是政策目标落地的关键保障。未来全球监管创新的核心逻辑在于，通过精细化、前瞻性的规则设计，平衡能源转型过程中的安全、效率与公平三重目标，其影响将深刻改变市场参与主体的行为与竞争格局。
首先，对传统市场力（Market Power）的约束与对新型市场主体的激励成为监管的一体两面。
欧盟设立市场力评估委员会，旨在防止大型发电商在跨境交易中滥用优势地位；而中国设立绿电交易专区、英国推广社区能源模式，则是为了创造新的市场入口，激励分布式能源、负荷聚合商等新型主体参与。
这种“堵疏结合”的监管思路，旨在重塑一个更具竞争性和包容性的市场生态。
其次，监管政策正成为引导资本投向的关键信号。美国对储能的税收抵免和中国的巨额电网投资，都直接降低了相关技术的投资门槛与风险，引导私人资本流向可再生能源和灵活性资源领域。
然而，监管的节奏与力度差异也导致了转型成效的分化。
例如，德国的传统能源企业面临高达300亿欧元的转型成本压力，而中国的市场化交易电量占比已快速提升至65%，显示出不同经济体在政策执行力与市场适应速度上的差距。这种分化可能在未来进一步加剧全球电力市场发展的不均衡性。
1.3关键趋势与影响机制前瞻
基于当前的政策轨迹与监管动向，未来3-5年全球电力市场框架的演变将围绕以下几个核心维度展开，其进展将直接成为市场发展的验证指标或风险来源。
跨区域电力交易的市场化进程加速。欧盟与美国正探讨建立跨大西洋电力交易平台，目标是到2030年将跨境电力贸易占比提升至18%。这一进程的核心观察点在于欧盟单一市场监管机构的实际落地效果。
若其能在2026年前如期将跨境交易成本降低15%，将显著提升欧洲风电与美国太阳能的跨时空互补能力，增强全球电力系统的整体灵活性。
反之，若跨境交易规则长期无法统一，可能导致欧盟内部可再生能源富集地区的消纳压力剧增，进而推高区域电价波动，延缓能源转型步伐。
新型市场主体崛起与监管适配的挑战。虚拟电厂运营商、综合能源服务商等新型主体预计将占据全球电力市场约20%的份额。它们的健康发展高度依赖于监管框架的适配性。
例如，若中国进一步明确虚拟电厂参与辅助服务市场的准入规则和结算标准，将极大激发分布式资源的聚合潜力；
相反，若欧盟对虚拟电厂设置过于严苛的市场力评估与数据安全标准，可能会在短期内抑制其商业模式的创新与推广速度。
碳定价机制成为影响电力成本的核心变量。全球主要经济体的碳价预计将普遍突破80欧元/吨，碳成本向电价的传导将成为影响企业竞争力的关键。未来需要重点关注不同碳市场之间的联动可能性。
倘若欧盟碳市场与中国全国碳市场能够探索建立互联互通机制，将形成强大的全球减排激励，加速电力部门的脱碳进程。
然而，如果碳价传导机制在各国受阻，或者存在显著的碳泄漏风险，则可能不公平地推高某些高耗能行业的电力成本，并引发贸易争端。
储能技术的商业化规模决定转型深度。美国《储能激励法案》与中国“十四五”电网规划，为储能设定了雄心勃勃的装机目标。储能成本下降的斜率是实现这些目标的关键。
如果锂电等储能系统成本能在2028年降至0.15美元/瓦时以下，将根本性改变可再生能源的消纳经济性，使其在更多场景下具备与常规电源竞争的能力。
但若储能技术的标准化进程滞后，或者长时储能技术突破不及预期，则系统整合成本可能居高不下，从而制约可再生能源的渗透率上限，并导致整个电力系统的转型成本超支。
综上所述，全球电力市场的政策与监管框架正处在一个动态博弈与快速演进的时期。各国虽路径不同，但共同指向一个更清洁、更灵活、更市场化的未来电力系统。
对于市场参与者而言，紧密跟踪上述关键趋势的验证指标，并审慎评估潜在风险，是在未来3-5年复杂变革中把握机遇、管理风险的前提。
02
电力市场交易机制与模式创新
电力市场交易机制是连接政策目标与市场运行的核心纽带，其创新直接决定了能源转型的效率和成本。
随着新能源装机占比的持续攀升和全国统一电力市场建设的深化，交易机制将从相对粗放、计划色彩浓厚的模式，向精细化、高频化、多元化和协同化的方向加速演进。
本部分将聚焦现货、中长期、分布式与跨区域四大核心交易领域，系统分析其创新路径、市场影响及关键验证点。
2.1电力现货市场精细化：从单维定价到多维价值发现
现货市场作为反映电力实时供需与稀缺性的核心场所，其精细化程度直接关系到价格信号的准确性和资源配置的效率。
当前，中国电力现货市场已基本实现省级全覆盖，广东、山东等地已转入正式运行，为精细化改革奠定了运行基础。未来的创新将围绕“分时-分区-分质”三维定价与容量价值重构展开。
在定价机制上，节点边际电价（LMP）模型将从单一的电能量成本计算，逐步纳入输电损耗、网络阻塞成本以及新能源出力波动性等复杂因素。
甘肃电网已在2026年明确提出优化LMP计算模型，旨在提升新能源大规模并网场景下的价格信号准确性。
这种精细化定价不仅能为发电企业提供更清晰的投资与运营信号，也将为跨省跨区电力交易提供更科学的定价基础，促进资源在更大范围内的优化配置。
与此同时，单纯依赖电能量市场已无法保障高比例新能源电力系统的长期可靠供电，容量价值补偿机制的完善成为关键。
2026年初发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）标志着中国正式建立“电能量+辅助服务+容量”三位一体的电力商品价值体系。
该机制旨在通过市场化方式，对煤电、气电、抽水蓄能及电网侧独立储能等提供系统调节与备用能力的电源进行补偿。
2.2中长期交易机制优化：增强灵活性并凸显绿色价值
中长期交易长期以来是中国电力市场稳定供需、锁定风险的主阵地，2020-2022年其交易量占全国市场总交易电量的比例稳定在77%-79%之间。
面对现货市场的深化和新能源波动性的加剧，中长期交易的创新方向在于提升周期灵活性并深度融合环境价值。
交易周期正从传统的年度合约为主，向“多年期+季度+月度+周度”甚至更短周期的组合模式演进。
甘肃、云南等新能源富集省份试点的“市场交易+差价结算”双轨制模式，允许发电企业部分电量参与现货市场，同时通过差价合约与中长期价格挂钩，有效平衡了收益稳定性与市场灵活性。
2026年新版《电力中长期市场基本规则》进一步取消了人工分时电价管制，强化了中长期交易的价格风险对冲功能，推动其向完全市场化转型。
更为深刻的变革在于绿电交易的价值升级。绿电交易正从单一的电量买卖，升级为“绿电+绿证+碳资产”协同的复合型交易体系。
2025年，全国绿电交易量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，绿证交易量同比增长120%。政策已明确新能源上网电量原则上全部进入市场，绿电的环境价值变现渠道持续拓宽。
数据显示，绿电环境价值覆盖率每提高20%，运营商单位发电的环境价值收益可提升约1.0元/兆瓦时。这显著增强了新能源项目的盈利能力。
此外，绿电直连模式成为新亮点，截至2026年2月末，全国已有84个此类项目完成审批，对应新能源装机3259万千瓦，允许光伏、风电等直接向数据中心等高耗能用户供电，为其满足绿色消费要求提供了高效路径。
2.3分布式能源与点对点（P2P）交易：虚拟电厂聚合与区块链赋能
随着分布式光伏、用户侧储能的快速发展，如何将这些海量、分散的资源有效纳入大电网和市场体系，成为交易机制创新的重要课题。虚拟电厂（VPP）和区块链技术是破解这一难题的两大关键工具。
虚拟电厂作为分布式资源的“智能聚合器”，其发展已进入规模化运营新阶段。它通过先进的控制和通信技术，将分布式电源、储能、可调负荷等资源聚合为一个整体，参与电力市场交易和电网调度。
2026年，甘肃陇智源虚拟电厂首次参与市场交易，聚合电动汽车充电站资源实现收益；中国电建（601669）在宁夏上线的虚拟电厂项目，聚合容量已达5GW，相当于5座大型火电厂，有效提升了当地新能源消纳率。
政策层面，2023年版《电力需求侧管理办法》确立了负荷聚合商（虚拟电厂运营主体）的市场地位，全国已注册超200家，虚拟电厂调控容量突破10GW。
虚拟电厂契合了市场化改革下交易频次提升、现货价格联动增强的趋势，未来3-5年其聚合能力预计将覆盖约30%的分布式资源。
区块链技术则为分布式资源之间的点对点（P2P）直接交易提供了信任基石。其分布式账本、不可篡改和智能合约等特性，能够实现绿电溯源、交易记录透明化和结算自动化，降低交易摩擦与认证成本。
例如江苏的用电权交易系统、能辉科技（301046）的光伏资产上链均为区块链应用的早期探索。
海南自贸港国际能源电力技术标准研究院正致力于推动区块链技术在电力交易中的标准化应用，为未来跨主体、跨区域的分布式能源交易提供技术支撑。
尽管中国P2P交易尚处起步阶段，但借鉴欧洲电力交易所量化交易占比已达70%的经验，预计到2030年，区块链赋能的P2P交易渗透率有望达到15%。
2.4跨区域电力交易：全国统一市场构建与国际化协同
打破省间壁垒、构建全国统一电力市场，是优化中国能源资源配置格局的必然要求。
2025年，中国跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，约占总交易电量的25%。未来3-5年，这一比例预计将提升至35%，其创新重点在于统一规则体系与探索国际化协同。
全国统一电力市场建设的核心是规则的统一。云南、甘肃等省份通过“统一规则+区域特色”的模式，在省间电力互济方面取得了进展。
国家发改委、能源局在《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》中明确提出，到2030年市场化交易电量占比达到70%的目标，这需要进一步打破区域壁垒，统一交易、调度、结算规则。
其中，辅助服务市场的统一与深化尤为关键。目前，四川、山东、吉林等地已允许独立储能同时参与电能量和辅助服务市场，并给予容量补偿倾斜，这为跨区域调节资源的共享提供了市场基础。
在全球化背景下，中国电力交易机制的创新也开始具备国际视野。海南自贸港国际能源电力技术标准研究院的成立，旨在推动中国电力技术与标准向“一带一路”沿线地区输出。
同时，为应对欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际绿色贸易规则，湖北、山西等地试点的电力行业碳计量审查机制，旨在为跨区域交易中的碳成本核算提供统一、可信的技术支撑，推动电力市场与碳市场的协同。
绿证在2025年获得RE100国际组织无条件认可，也为中国绿电参与国际市场竞争打开了通道。
然而，创新之路亦伴随风险。首要风险是改革推进不及预期，若容量电价、全国统一市场规则等核心政策在地方执行中出现偏差或延迟，可能导致调节性电源投资不足，在高比例新能源接入下放大系统稳定性风险，现货市场价格波动幅度可能扩大至30%以上。
其次，技术标准不统一可能阻碍规模化发展，若区块链、虚拟电厂调控等领域的标准长期无法统一，将制约跨区域分布式交易的效率，使创新模式的推广进度延迟1-2年。
最后，新能源渗透率超预期可能带来挑战，若2030年新能源装机占比超过60%，而现货市场精细化程度、灵活性资源储备未能同步跟上，可能导致价格信号失真、调峰资源短缺，甚至在局部地区引发供应安全问题。
综上所述，电力市场交易机制的创新是一个系统性工程，涉及技术、规则、市场主体的全面升级。
未来3-5年，现货市场的精细化、中长期交易的绿色化、分布式交易的规模化以及跨区域交易的一体化，将共同勾勒出中国电力市场更加成熟、高效的新图景。
市场参与者需密切关注上述关键指标的进展，并建立适应高频、多维、复杂市场环境的交易与风险管理能力。
图1 电力市场交易机制与模式创新
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