2022年11月以来，经过三年时间建设，河南电力市场自2025年10月1日起正式转入连续结算试运行，标志着河南电力市场改革取得阶段性成果，这场改革的显著变化是：分区定价机制下区域电价随时间与供需动态波动，日前与实时电价的显著价差为市场主体创造收益空间。本文将梳理河南省2025年连续结算试运行市情况及变化，针对发电侧、售电侧、用户侧、储能侧面临的痛点问题提出解决方案。
能源发展：结构多元化
火电领衔，清洁能源加速崛起
截至2025年10月底，河南电力交易中心市场注册生效经营主体共39280家，其中，发电企业620家；售电公司239家；电力用户38406家；新型主体独立储能企业12家；负荷聚合商3家。
截至2025年10月底，全省装机容量16407万千瓦，同比增加1774万千瓦。其中，水电装机673万千瓦，占比4.1%；火电装机7517万千瓦，占比45.82%；风电装机2599万千瓦，占比15.84%；太阳能装机5333万千瓦，占比32.5%；储能装机285万千瓦，占比1.74%。
2025年10月份，第一产业完成用电量6.88亿千瓦时，同比增长3.42%；第二产业完成用电量190.79亿千瓦时，同比增长1.13%；第三产业完成用电量68.64亿千瓦时，同比增长8.35%；全省城乡居民生活用电59亿千瓦时，同比增长11.87%。
不同市场主体
参与市场的变化
发电侧
新能源场站、燃煤发电机组以报量报价方式参与现货市场，各统调新能源场站通过河南电力交易平台进行报价信息填报，申报价格上限价格为1200元/兆瓦时，下限价格为50元/兆瓦时。考虑省间市场和绿电结算后，统调新能源20%上网电量按照实时市场价格结算，剩余80%上网电量按照燃煤基准电价结算，从结算方式来看，影响各新能源场站发电收益的主要因素仍为发电量。
用户侧
用户侧报量不报价，按双偏差结算，中长期允许偏差比例10%，超出允许范围且获利，按1.2倍中长期均价与现货均价价差回收；现货市场允许偏差范围10%，超出允许范围且获利按日前实时价差回收。另外售电公司执行批零价差分成，当批零价差大于3厘/度，按照85%的比例向用户传导。
独立储能
独立储能以独立主体身份“报量不报价”方式参与现货市场：日前申报运行曲线，上网电量按所在分区发电侧日前现货价格结算，下网电量按全网发电侧日前现货加权平均电价结算；实时市场按日前曲线调度，上网偏差电量执行所在分区发电侧实时价格，下网偏差电量执行全网发电侧实时加权平均电价。
2025年9-11月
市场运行数据分析
河南负荷趋势分析
从月度、时段两个维度的负荷特征进行分析，月度变化趋势方面，9-11月负荷呈现“先降后稳”趋势，且月度波动差异显著，9月负荷最高，10月负荷回落，11月极值区间收窄，负荷运行更平稳。
从各时段负荷分布情况来看，高峰时段（8:00-10:00、18:00-21:00）：每日呈现典型的"双峰"特征，对应早、晚用电高峰，18时为全天负荷峰值，低谷时段（2:00-5:00、12:00-14:00）：14时为全天负荷低谷，其次是2-3时、14时低谷推测与部分工业午休、居民用电需求下降有关。
月均分时负荷
新能源出力分析
11月是秋季风电利用效率最高的月份，11月出力稳定性远超9-10月，出力波动最小，从9月到11月，日均出力呈现持续上升趋势。
9-11月河南水电总出力整体呈现“9月稳、10月稳、11月大幅上升”的态势，三个月份的出力水平形成明显阶梯差，11月是整个季度的出力高峰，月均出力较前两月均有提升，9-10月出力基本持平。
9-11月河南光伏总出力围绕“9月高峰→10月低谷→11月回升”的路径演变，9月是季度出力高峰，10月因天气因素降至低谷，11月随天气好转显著回升，但受日照时长缩短限制，未超越9月水平。
现货电价
从各区域实时平均电价排序可以看出，豫北区域电价最高，豫西区域电价最低，电价峰值时段17:00-18:00对应傍晚用电高峰，电价谷值时段14:00-15:00，对应午后用电低谷，峰谷价差显著，具备错峰用电的经济空间，整体趋势从早晨开始逐步上升，17点达到峰值后快速下降，凌晨保持较低水平，10月平均电价显著高于其他两月，与秋季工业生产旺季、供暖准备等因素导致的电力需求增加有关。
分区日前电价
分区实时电价
河南现货市场逐步完善及日前与实时电价的显著价差，对于各市场主体而言，是机遇也是挑战：带来更灵活的交易模式和更大的收益空间的同时，收益的波动性与交易的复杂性也在攀升。基于此市场情况，河南省有关单位因势利导，有针对性地推出了《河南省2026年电力中长期交易有关事项的通知(征求意见稿)》，为发电企业、售电公司、电力用户等市场主体，在2026年电力中长期交易工作中的交易品种、签约比例、交易电量、考核机制等方面提供明确指导，充分发挥中长期合同的压舱石作用，推动中长期交易与现货市场的有序衔接。
国能日新全链路电力交易解决方案
及各市场主体入市要点
国能日新持续深耕新能源市场电力交易服务，依托自研“旷冥”3.0AI大模型，融合河南四大价区的电网规则、负荷数据与新能源出力特征，可实现对电价与出力的精准预测；搭配电力交易辅助决策支持平台，结合区域供需、政策调整、外送通道变化等变量，实现全省及分区电价预测及最优交易策略自动匹配。除此之外，国能日新推出更省心的电力交易托管业务，通过半托管、全托管方式，由国能日新专业电力交易团队操盘，以保电量/电价的形式精准辅助中长期及现货竞价交易策略保障收益。
国能日新电力交易辅助决策平台定制化上线交易复盘功能，为新能源场站交易管理提供全流程数字化支撑。该功能不仅支持场站一键回溯月度交易，更可追踪结算进度，复盘场站现货均价、度电均价、绿电均价等核心交易结算数据。通过多维度数据整合与可视化呈现，场站能够随时掌握交易动态、洞悉持仓变化，助力交易策略快速调整与高效落地，为新能源资产交易收益最大化保驾护航。
河南电力市场市场化水平持续提升，逐步走向成熟形态，不同市场主体面临不同的机遇与挑战，应着重注意：
煤电企业：需着力关注在中长期交易中，交易电量的占比构成；
新能源企业：实现全电量入市后，除机制电量对应的收益外，其余收益将完全依赖市场电价获取，分时段交易模式下，优质节点下的机组更具竞争力，市场价值更易得到体现；
售电公司：从售电公司运营来看，多样化零售套餐满足了不同用户需求，而偏差考核的精细化与履约保函成本上涨的现实，企业需重视建设精准预测用户负荷的能力，升级综合服务能力；
工商业用户：省内10千伏以上工商业用户要全部直接参与电力市场，推动其他工商业用户直接参与市场交易，用户既可以选择参与批发市场，也可以选择参与零售市场，需核心关注返还权益落地、考核风险规避、结算细节核对三大关键点；
新型主体：作为电力市场的新型参与主体，独立储能拥有“发电侧”与“用户侧”双重身份，可灵活参与各类市场化交易，其核心获利路径聚焦现货市场峰谷价差获利，储能企业需重视建设高精度的电价预测能力，以精准捕捉收益时机。
