2025年电力市场发展趋势与展望

2025年，是我国电力体制改革的第10年。

10年来，我国构建起了崭新的电力市场格局，电力生产组织方式逐步由计划向市场转变，初步建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系，“能涨能跌”的市场化电价机制已经形成，中长期交易实现常态化开市，电力现货市场建设实现“从无到有”的突破，市场化交易电量占全社会用电量升至63%，绿电绿证交易成效显著。

（来源：北极星售电网 作者：梦梵）

2025年，我国电力市场将完成从“增量改革”向“系统重构”的跨越，电力市场迈入3.0时代，新能源、储能、虚拟电厂等新兴主体成为增长引擎。多层次统一电力市场体系初步构建，电力现货市场进入成熟运行阶段，新能源全面入市，煤电加速向“灵活性调节电源”转型，储能市场化发展新阶段已来，电力供需紧平衡态势延续，电力市场交易规模进一步扩大，电网公平开放专项监管时代来临，绿电/绿证交易规模进一步扩大，配电网向“有源双向”智能系统转型……

一、多层次统一电力市场体系初步构建

根据2024年10月发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》显示，我国将分“三步走”推动统一电力市场建设。到2025年，将初步建成全国统一电力市场，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。

全国统一电力市场的基本特征为：统一开放，竞争有序，安全高效，清洁低碳，治理完善。

2025年，“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架基本建成，我国跨省跨区市场与省（区、市）/区域市场实现有序衔接、协同运行。电力市场化交易规模显著提高，促进新能源、储能等绿色低碳产业发展的市场交易和价格机制初步形成。监管法规和政策逐步完善，监管效能不断提升。

可以看到，目前我国已初步形成“管住中间、放开两头”的体制架构，电力市场生态圈已经搭建，全国统一电力市场“1+N”基础规则体系逐步构建，基本建成“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架。电力市场在空间范围上覆盖省间、区域和省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内（旬、周、多日）和日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务等交易品种。

二、电力现货市场进入成熟运行阶段

3月13日国家发展改革委在《关于2024年国民经济和社会发展计划执行情况与2025年国民经济和社会发展计划草案的报告》中明确，要推动电力现货市场全面加快建设。

2025年，我国省级现货市场将实现全覆盖，主要表现在于更多成熟运行的现货市场转入正式运行。

2025年2月25日，蒙西电力现货市场宣布转入正式运行，成为我国第5个转入正式运行的电力现货市场。截至目前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西和省间电力现货市场陆续转入正式运行，安徽、浙江、陕西、河北南网、辽宁等地持续开展连续结算试运行，南方区域电力市场开展多轮结算试运行，长三角区域市场建立电力互济交易机制。各地区积极探索实践，电力现货市场建设正从试点逐步走向全国。

2025年我国电力现货市场建设将迈向更高频次、更广覆盖的常态化运行。从各地现货市场运行情况来看，现货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力供需水平，发用两侧主体主动响应价格信号，发挥了削峰填谷作用。

进入2025年，将有更多省级现货试点进入到长周期结算试运行，蒙东、宁夏、河北南网、辽宁、吉林、重庆已经明确在2025年3月—4月开始启动结算试运行。随着越来越多的省份进入长周期结算试运行，可以预见，现货交易品种日趋丰富、交易频次日渐增多，火电/新能源企业、售电公司与大用户面临的交易挑战越来越大。

三、新能源全面入市：市场化定价时代到来

2025年2月9日，《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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）公布于众，“136号文”明确提出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

这意味着新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。“136号文”是继2021年深化燃煤上网电价市场化改革之后，新能源电价市场化改革迈出的重要一步。

“136号文”明确，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。在此时间之前投产的新能源项目作为存量项目，在此之后投产的新能源项目作为增量项目，分类实施机制电价政策。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。对于新能源投资企业来讲，为保证已开工建设的存量项目可享受现行政策，这无疑将在2025年上半年引发新能源行业的又一波“抢装潮”。

新能源的全面入市，意味着风电、光伏通过电力市场交易实现灵活定价，倒逼企业提升交易能力，促进可再生能源与火电、储能的协同优化。

四、煤电加速向“灵活性调节电源”转型

在以新能源为主体的新型电力系统构建背景下，火电在电力系统中角色正在重构。

我国煤电容量电价机制自2024年1月1日起施行，对煤电实行两部制电价政策，至此，政策实施已一年有余。煤电容量电价机制的建立，有利于推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型，标志着新型电力系统中体现电力多元价值的价格体系正在逐渐建立。

可以看到，一年来，火电在电力系统中角色正在发生变化，集中反映在年发电利用小时数的下降和机组运行方式的改变。2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3442小时，比上年同期减少157小时。我国以风电、太阳能发电为主的新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。

五、“强制配储”落幕：储能市场化发展新阶段已来

今年年初，随着“强制配储”的落幕，新型储能也迎来了新变局。

2025年2月，“136号文”宣布取消将储能配置作为新建新能源项目核准、并网及上网的前置条件。这一政策调整不仅终结了实施近十年的“强制配储”时代，更标志着中国储能产业正式迈入市场化驱动的新阶段。

新能源发电具有随机性、波动性，在新能源全面入市的背景下，储能系统仍是平抑新能源并网波动的有效手段，当新能源与储能从“政策联姻”转向“自由恋爱”，一个更健康、更可持续的能源变革新时代正悄然开启。

取消“强制配储”将推动产业变革，新型储能企业将开启新一轮淘汰赛。可以预见的是，储能行业将面临更加激烈的市场竞争，以及寻求更加多元化的盈利模式。在这场变革中，只有那些具备高质量、高性能和创新能力的储能企业，才能在这场洗牌中脱颖而出，成为行业的佼佼者。

六、电力供需紧平衡态势延续

预计2025年供需紧平衡态势延续。全年全国全社会用电量同比增长6%左右，全社会用电量规模将突破10万亿千瓦时。迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。

【2024年全球电力需求增长的一半以上来自中国，2024年增长了7%，与前一年类似。预计到2027年，中国的电力需求将平均每年增长6%。中国的电气化进展迅速，电力在最终能源消费中的比例（28%）远高于美国（22%）或欧盟（21%）。2024年，全球电力需求的增长大部分发生在新兴经济体，其中中国占总量的54%。】

——国际能源署《2025年全球电力报告》

【预计2025年全国全社会用电量同比增长6%左右。预计2025年全国全社会用电量10.4万亿千瓦时，同比增长6%左右；2025年全国统调最高用电负荷15.5亿千瓦左右。】

——中电联《2024—2025年度全国电力供需形势分析预测报告》

2024年，全国全社会用电量达9.85万亿千瓦时，比上年增长6.8%，延续较快增长态势，增速较上年上升0.1个百分点。

中电联预测，2025年迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。从供应方面看，2025年，全国新增电源装机仍然保持快速增长，预计常规电源增量与用电负荷增量基本相当，部分特高压直流工程投产，资源配置能力进一步增强；新能源发电装机占比持续提升，风、光资源及来水的不确定性增加了局部地区部分时段电力生产供应的风险。从需求方面看，2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长，将为我国电力需求增长提供稳定支撑。预计2025年迎峰度夏期间，华东、西南、华中、南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平衡，通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施，电力供需偏紧局势可得到缓解。迎峰度冬期间，随着常规电源的进一步投产，电力供需形势改善。

七、电力市场交易规模进一步扩大

2025年，受新能源全面入市政策影响，电力市场交易规模将进一步扩大。

近年来，我国电力市场交易规模持续扩大，根据中电联的数据显示，2024年全国市场交易电量61795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%。

新一轮电力体制改革进行的十年来，全国市场化交易电量已由2016年的1.1万亿千瓦时，增长至2024年的6.17万亿千瓦时，十年间增加5.6倍，占全社会用电量的比重由17%提升至62.7%，十年间增长3.7倍。

进入2025年，新能源全面入市参与电力交易，多元主体参与到中长期交易和现货交易，同时随着省间交易通道的打通，将带来电力市场交易规模的扩大，预测2025年，全国市场化交易电量增幅继续保持9%，交易总量将达到6.7万亿千瓦时以上。占全社会用电量的比重保持稳中有升，同比增长1.3个百分点，达到64%。

八、电网公平开放专项监管时代来临

2025年，电网公平开放迎来专项监管。3月25日，国家能源局发布关于开展电网公平开放专项监管工作的通知。文件明确加强能源行业自然垄断环节监管，开展电网公平开放专项监管。

此次专项监管覆盖天津、河北、山西、内蒙古、吉林、上海、江苏、浙江、安徽、江西、山东、湖北、湖南、广西、云南、陕西、甘肃、青海、宁夏等19个省（区、市）电网企业。

监管通过自查——现场核查——整改——总结四阶段形成闭环。明确将电网公平开放作为“加快构建新型电力系统、支撑新型能源体系建设”的重要基础性工作，直指接网工程回购拖延、流程不透明、技术歧视等“卡脖子”问题。通过强化自然垄断环节监管，为新能源、储能、增量配电网等主体扫清接入障碍，不仅直击电网垄断领域的潜在壁垒，更以政策革新释放出对新能源产业向高质效转型的强力驱动信号。

九、绿电/绿证交易规模进一步扩大

2025年，中国绿电与绿证交易市场迎来爆发式增长。

在国家“双碳”战略框架下，政策机制持续完善、市场主体加速参与、区域协同效应凸显，绿证核发与交易量屡创新高。数据显示，2024年我国绿证核发质效显著提升，全年核发绿证47.34亿个，同比增长28.4倍，其中可交易绿证31.58亿个，占66.71%。按项目类型分，风力发电19.41亿个、太阳能发电8.27亿个、常规水电15.78亿个、生物质发电3.81亿个、其他可再生能源发电809万个。截至2024年12月底，我国累计核发绿证49.55亿个，其中可交易绿证33.79亿个。‌2024年全国绿电交易电量达到4460亿千瓦时，同比增长364%‌‌。

2025年3月，国家发展改革委等五部门发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，明确提出到2027年完善绿证交易制度，到2030年实现绿证市场高效运行，并通过“强制消费+自愿消费”双轨机制扩大需求。

此外，各地因地制宜推进绿电交易，形成多级增长极，区域资源禀赋与市场机制的结合，是绿电交易规模扩大的关键驱动力。

2025年绿电/绿证市场将呈现三大趋势：

交易规模持续跃升：预计全国绿证核发累计量有望突破100亿个，绿证交易量将突破10亿个，绿电交易规模超5000亿千瓦时。

市场主体多元化：更多类型主体深度参与，绿证流通延伸至更多领域。

国际影响力提升：中国绿证有望成为全球碳关税互认的重要凭证。

十、配电网向“有源双向”智能系统转型

在2024年印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》中，明确配电网高质量发展目标：“到2025年，供电能力合理充裕，具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力”。这意味着2025年配电网承载能力大幅跃升。

意见明确，推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变。主要表现在网架结构、电网承载力、兼容性、数字化与灵活性方面：

网架结构：到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕；

电网承载力：配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力，实现“源网荷储”动态平衡；

兼容性：有源配电网与大电网兼容并蓄，配电网数字化转型全面推进，开放共享系统逐步形成，支撑多元创新发展；智慧调控运行体系加快升级，在具备条件地区推广车网协调互动和构网型新能源、构网型储能等新技术。

数字化与灵活性：AI驱动的智能调度系统广泛应用，微电网与虚拟电厂成为局部区域供电核心，减少对主干网依赖。

2025年，电网企业全面淘汰S7（含S8）型和运行年限超25年且能效达不到准入水平的配电变压器，全社会在运能效节能水平及以上变压器占比较2021年提高超过10个百分点。

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