近日，由国家能源局市场监管司指导、电力规划设计总院牵头编制，国家电力调度控制中心、两大电网交易机构、内蒙古电力交易中心及中国电力企业联合会等多家权威单位联合支持的《2025 年度中国电力市场发展报告》（以下简称《报告》）正式对外发布，该报告由人民日报出版社出版。

作为复盘全国电力市场年度运行、改革实践、产业生态的权威文献，《报告》以海量实测数据、多维分析视角，全面梳理 2025 年我国电力市场建设的丰硕成果，剖析行业运行痛点，并结合新型电力系统建设、“双碳” 目标推进要求，研判未来发展方向。

2025 年是我国全国统一电力市场初步建成的标志性一年，也是新能源全面入市、电力市场生态深度重构的关键一年，解读这份报告，能够清晰把握电力体制改革脉络，洞悉能源转型下电力行业的机遇与挑战。

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报告编制背景、定位与权威支撑

近年来，我国能源结构加速向清洁化、低碳化转型，风电、光伏等新能源装机持续爆发式增长，高比例新能源并网成为电力系统最显著的特征。截至 2025 年底，全国风光总装机达到 18.42 亿千瓦，占总装机比重 47.3%，风光年发电量合计 2.3 万亿千瓦时，而火电发电量出现十年来首次下降，电力供给格局发生根本性变革。

与此同时，全国统一大市场建设持续推进，电力市场作为先行领域，承担着优化能源资源配置、保障电力安全保、助力绿色转型的多重使命。在此背景下，电力交易规模持续扩张、市场主体日趋多元、交易模式不断创新，传统电力运行规则与新型电源结构的适配矛盾逐步凸显，行业亟需一份全面、客观的年度报告梳理现状、指引方向。

本报告的编制团队阵容强大，覆盖国家电网、南方电网、内蒙古电力三大电网经营区的调度、营销、交易核心部门，汇聚行业顶尖智库与实操机构，确保数据真实性、全面性与专业性。

报告核心定位分为三大维度：一是数据复盘，系统汇总 2025 年全国及各区域电力交易电量、价格、主体、品种等核心数据；二是成果总结，提炼全国统一电力市场、现货试点、绿电交易、新能源入市等改革亮点；三是问题研判与趋势预判，剖析市场运行中的深层次矛盾，结合政策导向提出 2026 年及中长期电力市场发展思路。

这份报告不仅是政府监管部门制定政策、开展市场监管的重要依据，也是发电企业、售电公司、电力用户、储能运营商等市场主体经营决策的权威参考。

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2025 年电力市场整体运行格局与核心数据

《报告》披露的核心数据直观展现了 2025 年我国电力市场 “规模扩容、结构优化、主体激增、绿色提速” 四大运行特征，勾勒出全新的市场发展格局。

从整体交易规模来看，2025 年全国累计完成电力市场交易电量6.64 万亿千瓦时，同比增长 7.4%，市场化交易电量占全社会用电量比重攀升至 64%，连续四年突破 60%。这意味着我国全社会每消耗 3 度电，就有 2 度通过市场化交易完成，电力市场化改革的覆盖面与渗透力达到新高度。分交易范围划分，省内交易电量 5.05 万亿千瓦时，同比增长 6.2%；跨省跨区交易电量 1.59 万亿千瓦时，同比大增 11.6%，增速远超省内交易，特高压输电通道的资源调配价值充分释放，全国电力 “一盘棋” 的配置格局加速形成。值得关注的是，三大电网经营区之间实现常态化交易破冰，全年跨电网交易电量达 34 亿千瓦时，打破了长期以来电网分区运行的壁垒，成为统一市场建设的里程碑事件。

从市场主体维度，截至 2025 年底，全国电力交易机构注册市场主体总量达到109 万家，同比增长 33.6%。其中电力用户 104.9 万家、售电公司 5395 家，以独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商为代表的新型经营主体达 486 家。“十四五” 期间电力市场主体数量实现翻两番，标志着电力市场已从传统 “发输配” 单一格局，转变为多元主体协同参与的综合性市场，用户侧、调节侧的话语权持续提升。

从交易品种结构分析，电力中长期交易依旧是市场 “压舱石”，全年交易电量 6.35 万亿千瓦时，保障了电力供需基本稳定；电力现货交易全面铺开，全年现货交易电量 2872 亿千瓦时，省级现货市场基本实现全覆盖，价格发现功能持续落地；绿色电力交易成为增长最快的赛道之一，全年绿电交易电量 3285 亿千瓦时，同比增长 38.3%，其中省内绿电交易占比 81.7%，省间绿电交易稳步扩容，充分印证市场主体绿色用电需求持续爆发。

结合电源结构来看，2025 年我国可再生能源增量完全覆盖全社会用电增量，新能源从补充电源升级为主体电源。风光发电量占全国总发电量的 22%，较上年提升 3.6 个百分点，火电发电量同比下降 0.7%，电力低碳转型成效凸显。电源结构的变革，倒逼电力市场规则持续适配新能源间歇性、波动性的特征，推动交易机制、辅助服务体系全面升级。

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2025 年电力市场改革五大标志性成果

2025 年是全国统一电力市场从蓝图走向现实的关键一年，《报告》系统总结了全年五大改革突破，覆盖市场架构、交易规则、主体培育、绿色转型、数字监管等多个领域，构建起现代化电力市场体系的四梁八柱。

第一，全国统一电力市场体系初步建成，顶层规则全面落地。本年度我国正式形成 “1+6” 电力市场基础规则体系，统一的交易标准、结算规则、监管要求覆盖全国。全国 29 个省级电网实现电力现货连续运行，南方区域电力市场启动连续结算试运行，长三角、西北、华中等区域互济机制深度激活。三大电网经营区打破壁垒，开启跨电网常态化交易，彻底改变以往 “省为壁垒、分区运行” 的旧格局，全国电力资源优化配置能力大幅提升。

第二，新能源全面入市政策落地，市场化转型完成关键一跃。2025 年初《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》正式实施，明确新能源上网电量原则上全部参与电力市场。截至年底，全国 21 个省份实现新能源 “报量报价” 参与现货市场，新能源企业从 “保量保价” 的补贴模式，全面转向 “随行就市” 的市场化模式。配套的价格结算、偏差考核机制同步优化，在倒逼新能源提升功率预测能力的同时，保障行业平稳过渡。

第三，绿电交易量质齐升，绿色价值充分显性化。在 “双碳” 目标、碳关税、绿色供应链等多重因素驱动下，绿电交易规模创下历史新高。不仅传统高耗能企业、数据中心持续加大绿电采购力度，虚拟电厂、分布式光伏集群也开始参与跨省绿电交易。安徽、江苏等地整合上千个分布式光伏项目组团参与省间交易，上海虚拟电厂利用富余新能源开展消纳互济，绿电交易场景不断丰富，实现了绿色电力环境价值的可追溯、可交易。

第四，新型经营主体蓬勃发展，源网荷储协同生态成型。独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商、综合能源服务商等新型主体获得明确市场身份，全面参与电能量交易、调峰调频等辅助服务。截至 2025 年底，全国新型储能装机规模突破 1.36 亿千瓦，储能不再仅是电源配套设施，而是成为电力市场重要的调节主体，有效缓解新能源并网带来的系统波动问题，源网荷储一体化发展模式走向成熟。

第五，数字化监管与运营实现全覆盖，市场治理效能升级。全年各电力交易机构全面建成数字化交易平台，交易、结算、公示全流程线上化；监管部门依托大数据、人工智能技术，实现市场行为动态监测、风险实时预警，综合监管与专项监管相结合的治理体系落地，严厉打击违规交易、虚假申报、垄断行为，营造公平有序的市场环境。

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细分市场运行特征与区域发展差异

结合《报告》内容，可将 2025 年各大细分市场的运行特征归纳总结，同时区域发展不均衡的问题也清晰显现。

电力中长期市场作为稳定器，交易周期进一步多元化，年度、月度、周度、日度滚动交易相结合，适配不同市场主体的用电与发电需求。各地持续优化偏差考核规则，针对新能源出力波动适当放宽考核阈值，降低新能源企业市场化经营风险。现货市场方面，日前现货价格区间维持在 0.229~0.331 元 / 千瓦时，实时现货价格为 0.234~0.346 元 / 千瓦时，受新能源大发、用电负荷波动影响，现货价格日内、季节性波动特征明显，价格发现功能充分发挥。

跨省跨区市场依托 24 条特高压直流输电通道，输送能力持续增强，西电东送、北电南送规模稳步增长。但区域差异依然显著，东部负荷中心省份外购电力需求旺盛，西北、西南新能源富集省份外送能力充足，部分省份仍存在地方保护倾向，省间交易活跃度有待进一步提升。电力辅助服务市场迎来快速扩容，高比例新能源并网推高调峰、调频需求，火电灵活性改造、新型储能、虚拟电厂成为辅助服务主力，不过部分地区存在辅助服务价格倒挂、成本疏导不畅的问题。

从区域格局来看，京津冀、长三角、粤港澳等东部负荷中心，电力市场化程度高、新型主体集聚，绿电、虚拟电厂、算电协同等新业态发展领先；西北、西南新能源富集省份，跨省外送交易占比高，重点聚焦新能源消纳与跨省交易机制优化；东北、中部省份处于改革过渡阶段，现货试点、新能源入市稳步推进，区域协同发展仍需加强。

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电力市场现存深层次挑战

在改革取得丰硕成果的同时，《报告》也客观指出当前电力市场面临五大深层次挑战，这些问题也是后续改革需要攻克的难点。

其一，高比例新能源加剧市场运行波动。风光发电固有的间歇性、随机性，导致现货价格大幅波动，中长期签约电量与实际发电量匹配难度加大，新能源企业偏差考核压力居高不下。发电设备利用小时数持续下滑，新能源 “装机增长、利用下降” 的结构性矛盾凸显。

其二，省间壁垒尚未完全破除。尽管跨电网交易实现破冰，但部分省份出于本地电力保供、地方产业保护等考量，对跨省电力交易设置隐性限制，跨省交易的灵活性、时效性不足，全国统一市场的 “全国一盘棋” 效能未能完全释放。

其三，调节资源存在缺口，辅助服务机制不完善。当前电网调峰、调频、备用等调节能力难以匹配新能源增速，抽水蓄能、新型储能等调节资源建设进度滞后。同时，辅助服务成本分摊、价格形成机制不健全，部分区域出现调节主体盈利困难，难以激发市场投资积极性。

其四，新型主体规则体系有待统一。虚拟电厂、分布式光伏集群、户用储能等新业态快速发展，但全国统一的准入、计量、结算、交易规则尚未出台，各地标准不一，制约新型主体规模化、规范化发展。部分新型主体盈利模式单一，可持续运营能力不足。

其五，中长期市场与现货市场衔接不足。部分试点地区存在两种市场交易规则割裂、价格信号脱节的问题，无法形成 “中长期锁定基础、现货调节余量” 的理想格局，影响市场整体运行效率。

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2026年及中长期电力市场发展趋势

结合《报告》中的前瞻性研判，立足当前改革基础与行业痛点，未来我国电力市场将朝着 “统一深化、绿色主导、多元协同、数智赋能” 四大方向迈进。

第一，全国统一电力市场向纵深推进。持续完善 “1+6” 规则体系，扩大跨电网常态化交易规模，逐步破除省间壁垒。稳步探索容量市场建设，健全电能量、辅助服务、容量三位一体的完整市场架构，保障电力系统长期安全稳定。

第二，绿色电力与碳市场深度联动。推动绿电、绿证、碳排放权交易规则衔接，完善绿色价值传导机制。扩大绿电交易规模，丰富交易场景，推动绿色电力成为高耗能产业、出口企业的主流选择，助力产业链低碳升级。

第三，新型主体与新业态规模化发展。统一虚拟电厂、储能、负荷聚合商的市场规则，拓宽其交易范围与盈利渠道。大力发展车网互动、算电协同、光储一体化等新模式，推动源网荷储深度融合。

第四，数智化全面赋能市场全链条。依托人工智能、大数据、区块链技术，升级交易平台与监管系统，提升新能源功率预测、现货价格预判、风险预警能力，以技术手段化解高比例新能源带来的市场波动难题。

第五，新能源入市机制持续优化。进一步细化新能源参与中长期、现货、辅助服务市场的规则，完善偏差分担、保险配套机制，推动新能源从 “全面入市” 转向 “良性入市”。

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总结与启示

《2025 年度中国电力市场发展报告》既是对过去一年电力体制改革与能源转型的全面总结，也是面向未来的行动指南。2025 年，我国电力市场完成了从 “分省运行” 到 “全国联动”、从 “传统电源主导” 到 “新能源引领”、从 “单一电量交易” 到 “多元生态协同” 的历史性跨越，全国统一电力市场初步建成，为新型电力系统建设筑牢了市场根基。

对于市场主体而言，风光全面市场化已是大势所趋，发电企业需加快灵活性改造、提升预测能力，适应价格波动；电力用户可充分利用市场化选择权，结合自身需求采购绿电、优化用电负荷；储能、虚拟电厂等新型主体应抢抓机遇，拓展多元化盈利模式。对于监管与政策制定部门，需聚焦省间壁垒、规则不统一、调节资源不足等痛点，持续深化改革，完善制度体系。

站在 “十五五” 开局的新起点，电力市场将继续担当能源转型的 “排头兵”。依托持续深化的市场化改革，我国必将进一步激活电力资源配置效率，统筹兼顾安全保供、绿色低碳与经济运行三大目标，为全面建设能源强国、实现 “双碳” 目标提供坚实的市场支撑。

正文：《中国电力市场发展报告》

（报告完）

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