我国电力市场发展回顾及2025年度展望

1 引言

2025年，新一轮电力体制改革进入了第十个年头。十年以来，中国电力市场化改革取得了举世瞩目的成就，从一个半封闭、纯计划的电力行业转变为开放包容、主体广泛参与的电力市场，市场机制不断完善，市场交易电量持续扩大，市场活力得到有效激发，市场红利得到持续释放，一个多元、有效的全国统一电力大市场正在逐步形成。2025年，改革驶入深水区，体制机制中存在的深层次问题逐步暴露，制约着电力市场健康发展。能否有效解决这些问题，是成功建设新型电力系统、助力“双碳”目标、实现可持续发展的关键。本文总结当前的改革进展与存在的相关问题，尝试对2025年电力市场发展趋势与价格走势进行分析研判，希望能对行业同仁有所帮助。

（来源：北极星售电网 作者：上海申能新能源投资有限公司 曹安国）

2 电力市场回顾

2.1市场建设进展

截至目前，电力市场建设取得显著成效，多层次的全国统一电力市场初具雏形，电力价格逐步由市场化方式形成，市场在资源配置中的作用持续增强。

2.1.1市场规则体系建立

2024年，《电力市场运行基本规则》(国家发展改革委2024年第20号令）、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9号)、《电力市场注册基本规则》(国能发监管规〔2024〕76号)等文件发布。以电力市场运行基本规则为基础，以电力中长期基本规则、电力现货市场基本规则、电力辅助服务市场基本规则为主干，以信息披露基本规则、市场注册基本规则、计量结算基本规则为支撑的规则体系基本建立。

2.1.2市场机制框架形成

在时间跨度上，电力市场涵盖多年期、年度、多月、月度、多日、日前和日内交易。在空间跨度上，电力市场涉及跨区域、区域、省内和分布式交易。在交易方式上，采用了双边协商、竞价、（单向/双向）挂牌、滚动撮合等多种模式。在交易标的上，电能量、辅助服务、容量等交易品种均得到实践或探索。市场机制框架基本搭建完毕并有效实施。

2.1.3市场价格发挥作用

在电能量市场方面，中长期+现货的市场架构初步建立，电力市场价格随时间波动，并在空间范围内出现差异。价格的变化与差异，体现了市场供需变化与发电成本变化，有效指导了发用电行为，源网荷储开始跟随市场双向互动。同时，价格信号有效引导电力投资行为，各省市新能源的投资更加趋于理性。在辅助服务市场方面，调峰、调频、爬坡等市场初步探索，虚拟电厂、储能、可调节负荷等新型主体初步参与，各市场主体的调节性价值得到初步体现。在容量市场方面，煤电容量电价建立，推动煤电更加适应向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标实现。在输配电价方面，第三监管周期输配电价发布，为坚强的电网结构建设奠定基础。

2.1.4电力现货市场建设取得突破

山西、广东、山东、甘肃的省内电力现货市场与省间现货市场转正式运行，有力鼓舞了各省的市场建设信心。截至目前，蒙西、湖北、浙江、陕西、安徽等地现货市场也陆续转入长周期连续结算试运行。现货市场在全国范围内建设突破，将从根本上确立市场在电力资源配置的决定性作用，也将对投资决策、生产经营、绿色转型等方方面面产生颠覆性影响。

2.1.5绿色电力市场发展迅速

2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度持续提升，绿色电力市场、绿证市场与碳市场、可再生能源消纳、能耗双控等呈现复杂的联动关系，绿电与绿证消费量大幅提高。根据相关报道，2024年中国绿证核发量同比增长21倍，绿证交易量同比增长4.2倍，绿电消费量同比提高2倍以上。绿色低碳转型深入人心，逐步取得全社会共识并开展一致行动。

2.2存在问题

在取得举世瞩目成就的同时，当前电力市场建设仍然存在若干体制机制障碍，制约着行业健康发展，主要有以下几点。

2.2.1多电源品种同台竞争机制仍需完善

当前煤电企业全面参与市场，部分新能源企业仍保障性收购，水电、燃机发电等其它电源品种大部分暂未参与市场。随着新能源装机与电量占比大幅提高，单纯煤电参与的市场无法反映真实的供需关系，给出的价格信号不能有效引导源荷互动，多电源品种公平参与市场势在必行。而不同电源品种成本差异大，且部分存量项目还涉及补贴发放问题，市场同台竞争部分项目会面临较大经营压力，特别是现货市场机制下，风电光伏边际成本较低的特性往往会带来市场价格的剧烈下降，部分省份通过各类手段压低价格，增加了新能源参与市场的难度。新疆、广西、蒙西等地通过授权合约、低价回收等不同机制对新能源参与市场给予一定保护，在市场机制设计上进行了有益探索，对全国各省的市场建设均具有借鉴意义。

2.2.2辅助服务市场设计有待探索

国家电力市场基本规则体系对辅助服务市场设计进行了顶层设计与总体规范，部分省份进行了实践探索。但就整体而言，辅助服务市场与电能量市场之间的衔接关系尚未理顺。现货运行时段，尽管部分省份取消了调峰市场，但由于限价过低、收益机制过度复杂等因素，电价波动性有限、峰谷价差难以拉开，导致引导调峰的作用有限，火电、储能的调峰贡献体现仍较少，水电等的调峰责任承担的还不够，增量配网、源网荷储一体化等电网形态的社会责任分摊机制仍不健全。同时，对于调频、无功调节、黑启动等的机制设计均处于探索中。

2.2.3不同层次电力市场的关系还需理顺

全国统一电力市场架构中，跨省区市场与省内市场目前并非平等的关系，省间市场优先开市、优先出清、优先执行、优先结算，这沿袭了调度及管理中上下级的体系架构，有利于管理实施、有利于引导资源在更大范围内配置。但同时，这也一定程度上造成了省间壁垒，省间电量仍由政府保障性电量占绝对主导，不能及时响应市场信号，政府对省间电量电价有绝对控制。在政府保障性电量之外剩余的市场空间极为有限，且通道的使用不透明，市场发挥作用有限。

2.2.4调度与交易之间的关系需进一步理清

在电力交易之后，执行环节对发用电的调度控制还存在一些较为模糊的空间，如出现电网传输相关约束后单个场站出清与调用的关系，如省间市场出清后在具体市场个体的执行问题，如省间通道使用在不同主体之间的分配问题，核心在于调度与交易之间的关系需要进一步理清，需要通过公开、透明的市场机制推进市场公平。

2.2.5电能量与绿色环境市场的关系还不清晰

电力市场、碳排放市场、绿证绿电市场、可再生能源消纳保障机制等未形成有效衔接。碳市场价格与电价尚不能有效联动，绿证市场缺乏广泛应用场景，绿色电力市场中的环境权益价格与绿证价格失真，可再生能源消纳责任权重指标未分解落实到社会主体等，上述问题均对绿色转型发展造成一定阻碍。

3 2025年度市场展望

二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，这标志着电力市场改革进入了新阶段。2024年11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，绘制了全国统一电力市场发展的“路线图”，为电力市场发展提供了清晰的方向。根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一……按此对2025年电力市场预判如下。

3.1趋势预判

3.1.1全国统一电力市场体系更加完善

大部分省份电力现货市场开展长周期结算运行，并逐步转正式运行。当前已有山西、广东、山东、甘肃四省现货市场实现正式运行，蒙西、湖北、安徽等省现货市场长周期连续结算试运行，多个省份现货市场在短周期结算试运行或模拟运行中。根据《电力现货市场基本规则（试行）》，正式运行工作内容至少应包括：按照规则连续不间断运行，技术支持系统正常运转，依法依规进行规则披露、市场干预、争议处理等。在技术支持系统稳定运行的基础上，现货实现正式运行的关键是市场规则的成熟与完备，部分省份规则中设置的专场交易、歧视性条款、不合理的价格限制、交易限制等内容是阻碍转正运行的核心。预测在完善规则后，若干个省份有希望在2025年进入市场正式运行。

区域市场有所突破。尽管区域市场与省间市场、省内市场的关系仍需进一步研究探索，但京津冀协同发展、长三角一体化、大湾区建设等国家区域重大战略持续深化，对区域电力市场协同提出更高要求。预测2025年，区域市场在调节资源共享互济、体系标准统一、省间省内市场联合出清等方面会有所突破。

3.1.2电力市场交易机制逐步完善

大部分省份实现中长期连续开市。中长期市场连续不间断开市是现货市场长周期稳定运行的前提，有利于市场主体调节持仓量、响应市场信号，对电网安全与稳定市场预期意义重大。预计2025年大多数省份即将实现中长期连续开市。

分时段交易全覆盖。中长期分时段、带曲线签约是实现中长期与现货衔接的重要机制，但在具体实施上不同省份之间还存在差别，如部分地区在电量分时的基础上电价还未分时，在分时的颗粒度上有的地区仅在一天中划分为了3-5个峰平谷时段，有的地区划分为24或96个时点。新型电力系统建设背景下，细化时段颗粒度并实现电价真正波动是市场深化大势所趋。预计24小时以上的分时段交易将在更多的省份推行。

火电容量电价将有所提升。新能源装机持续提高给火电企业发电利用小时带来较大冲击。根据国家能源局发布数据，2024年全国6000千瓦及以上电厂的发电设备累计平均利用小时数为3442小时、相较上年同期减少了157小时，2025年预测会进一步下滑。利用小时降低对火电固定成本回收与持续经营造成压力。根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，预计政策会在2025年内出台落地。同时，预计部分地区新型储能容量电价、输电权市场等机制会进一步探索。

3.1.3市场主体范围进一步放开

发电侧方面，新能源全方位入市迫在眉睫。建设新型电力系统，新能源将扮演最重要的角色，在电力市场中不可或缺。近年来新能源装机持续提升，全额保障性收购政策难以持续，而存量新能源场站不参与市场会直接扭曲市场信号，因此推动新能源入市是建设新型电力系统、完善全国统一电力市场体系的必由之路。近期市场传闻国家将出台政策，推动全部新能源场站入市参与市场，预计将于2025年内落地。由于软硬件条件限制及对新能源收益的冲击，预计市场机制上会配套相应的保障措施。同时，分布式电源、水电、核电、储能等其它各类电源参与市场的规模会逐步扩大。

用户侧方面，电网企业代理购电用户入市节奏进一步加快。2022年以来，由于一次能源成本上涨叠加部分地区的保护性政策，市场化用户电价持续高于电网代购电用户，这在一定程度上阻碍了市场化进程，并造成了市场不公。2025年随着电力市场改革深化，市场化用户主动参与市场的优势逐步显现，同时燃料成本持续下滑，预计市场化用户电价将显著低于代购电价格，推动代购电用户规模增大。

3.2价格走势预判

3.2.1整体市场价格稳中有降

从成本角度，对2025年一次能源价格走势存在不同看法。由于国际政治风险、需求增长、批发价格高、生产成本上升、天气寒冷和天然气库存减少等多种因素，相关方预计2025年全球能源价格上涨将带动电价上行。近期为反制特朗普“关税”大棒，中国对原产于美国的煤炭、液化天然气等加征关税，可能在短期内抬升市场价格预期。

万千瓦、亿千瓦时

从市场供需角度，2024年太阳能、风电发电量增速分别达到44%与16%，均远高于全社会及分产业用电量增速，也远高于市场化电量增速（低于10%）。供需比持续扩大，整体供应偏宽松，叠加各地政府部门降低用能成本驱动，预计市场化电价将有所下降。

万千瓦、亿千瓦时

从2025年年度交易成交情况看，全国主要省份年度交易电价同比均有不同程度下滑，其中广东等省电价降幅超过10%。新疆等中西部地区由于电价已经处于较低水平，发电侧经营较为困难，年度交易价格整体维持稳定或略有上涨。

3.2.2局部区域、局部时段电价可能大幅上涨

随着新型电力系统建设速度加快，新能源对电力系统稳定性造成冲击，窝电与缺电矛盾可能在同一地区并存。极端气候发生概率增加，在冬夏高峰时期、早晚高峰时期以及大风沙尘冰冻等极端气候发生时期，全国多地可能存在电力缺口。根据相关报道，2024年7月24日，全国最大电力负荷达14.51亿千瓦，为历史新高，相比去年最大负荷超1亿千瓦；上海在迎峰度夏期间，电网用电负荷三创历史新高，达4030.2万千瓦，相比2023年提高9.7%。尖峰时段电力紧张对市场价格、电网安全保供造成较大挑战，特别是电力现货市场建设深化，电价波动颗粒度细化、电价波动范围扩大，预计2025年部分地区局部时段电价会出现较大波动上涨。

3.2.3煤电企业综合收益降低

煤电企业的综合电价分为三部分，电能量电价、容量电价与“两个细则”费用。根据前述分析，电能量电价预计将稳中有降，容量电价在机组可靠的前提下将保持稳定。对于“两个细则”费用，并网运行考核在规则不发生大变化的情况下预计将保持稳定；随着新能源装机提升，煤电将发挥更大的稳定调节作用，辅助服务收益预计将有所提高。电能量收益在总收益中占比超过80%，同时可再生能源增加对煤电利用小时造成冲击，煤电综合电价预计有所降低。

3.2.4新能源电价分化加大

对不同地区，预计中东部地区新能源电价跟随市场电价整体降低，但部分地区增量新能源在入市后可能跟随煤电价格实现上涨。西北部地区整体电价保持稳定，部分地区由于保障措施出台可能会有所提升。

对不同电源品种，光伏由于同时率过高、分时电价政策等因素影响，整体下降可能较为严重。风电价格预计总体保持稳定，部分地区政策若对偏差进行严格考核，风电出力预测较为困难，可能导致电价出现较大下降。

对不同市场主体，随着电力市场改革深化，市场复杂度大幅提升，对市场主体专业化程度、资源掌控能力提出更高要求。部分新能源场站若功率预测水平差、没有稳定的发用客户资源支撑、没有成熟的电力市场专业技术团队，电价可能会出现大幅度下降。

（注：本文为投稿，以上观点仅代表作者）