2025年，是我國電力體制改革的第10年。

10年來，我國構建起了嶄新的電力市場格局，電力生產組織方式逐步由計劃向市場轉變，初步建成省、區域、省間高效協同，中長期、現貨、輔助服務有機銜接的多層次統一電力市場體系，“能漲能跌”的市場化電價機制已經形成，中長期交易實現常態化開市，電力現貨市場建設實現“從無到有”的突破，市場化交易電量占全社會用電量升至63%，綠電綠證交易成效顯著。

2025年，我國電力市場將完成從“增量改革”向“系統重構”的跨越，電力市場邁入3.0時代，新能源、儲能、虛擬電廠等新興主體成為增長引擎。多層次統一電力市場體系初步構建，電力現貨市場進入成熟運行階段，新能源全面入市，煤電加速向“靈活性調節電源”轉型，儲能市場化發展新階段已來，電力供需緊平衡態勢延續，電力市場交易規模進一步擴大，電網公平開放專項監管時代來臨，綠電/綠證交易規模進一步擴大，配電網向“有源雙向”智能系統轉型……

一、多層次統一電力市場體系初步構建

根據2024年10月發布的《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》顯示，我國將分“三步走”推動統一電力市場建設。到2025年，將初步建成全國統一電力市場，實現全國基礎性交易規則和技術標準基本規范統一。

全國統一電力市場的基本特征為：統一開放，競爭有序，安全高效，清潔低碳，治理完善。

2025年，“統一市場、協同運作”的電力市場總體框架基本建成，我國跨省跨區市場與省(區、市)/區域市場實現有序銜接、協同運行。電力市場化交易規模顯著提高，促進新能源、儲能等綠色低碳產業發展的市場交易和價格機制初步形成。監管法規和政策逐步完善，監管效能不斷提升。

可以看到，目前我國已初步形成“管住中間、放開兩頭”的體制架構，電力市場生態圈已經搭建，全國統一電力市場“1+N”基礎規則體系逐步構建，基本建成“統一市場、協同運作”的電力市場總體框架。電力市場在空間范圍上覆蓋省間、區域和省內，在時間周期上覆蓋多年、年度、月度、月內(旬、周、多日)和日前、日內現貨交易，在交易標的上覆蓋電能量、輔助服務等交易品種。

二、電力現貨市場進入成熟運行階段

3月13日國家發展改革委在《關于2024年國民經濟和社會發展計劃執行情況與2025年國民經濟和社會發展計劃草案的報告》中明確，要推動電力現貨市場全面加快建設。

2025年，我國省級現貨市場將實現全覆蓋，主要表現在于更多成熟運行的現貨市場轉入正式運行。

2025年2月25日，蒙西電力現貨市場宣布轉入正式運行，成為我國第5個轉入正式運行的電力現貨市場。截至目前，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西和省間電力現貨市場陸續轉入正式運行，安徽、浙江、陜西、河北南網、遼寧等地持續開展連續結算試運行，南方區域電力市場開展多輪結算試運行，長三角區域市場建立電力互濟交易機制。各地區積極探索實踐，電力現貨市場建設正從試點逐步走向全國。

2025年我國電力現貨市場建設將邁向更高頻次、更廣覆蓋的常態化運行。從各地現貨市場運行情況來看，現貨市場電力價格信號能夠充分反映不同時段和不同地點的電力供需水平，發用兩側主體主動響應價格信號，發揮了削峰填谷作用。

進入2025年，將有更多省級現貨試點進入到長周期結算試運行，蒙東、寧夏、河北南網、遼寧、吉林、重慶已經明確在2025年3月—4月開始啟動結算試運行。隨著越來越多的省份進入長周期結算試運行，可以預見，現貨交易品種日趨豐富、交易頻次日漸增多，火電/新能源企業、售電公司與大用戶面臨的交易挑戰越來越大。

三、新能源全面入市：市場化定價時代到來

2025年2月9日，《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》(發改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”)公布于眾，“136號文”明確提出新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。

這意味著新能源發電從保障性收購、有序入市進入到全面入市階段。“136號文”是繼2021年深化燃煤上網電價市場化改革之后，新能源電價市場化改革邁出的重要一步。

“136號文”明確，存量項目和增量項目以2025年6月1日為節點劃分。在此時間之前投產的新能源項目作為存量項目，在此之后投產的新能源項目作為增量項目，分類實施機制電價政策。其中，2025年6月1日以前投產的存量項目，通過開展差價結算，實現電價等與現行政策妥善銜接。2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規模根據國家明確的各地新能源發展目標完成情況等動態調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。對于新能源投資企業來講，為保證已開工建設的存量項目可享受現行政策，這無疑將在2025年上半年引發新能源行業的又一波“搶裝潮”。

新能源的全面入市，意味著風電、光伏通過電力市場交易實現靈活定價，倒逼企業提升交易能力，促進可再生能源與火電、儲能的協同優化。

四、煤電加速向“靈活性調節電源”轉型

在以新能源為主體的新型電力系統構建背景下，火電在電力系統中角色正在重構。

我國煤電容量電價機制自2024年1月1日起施行，對煤電實行兩部制電價政策，至此，政策實施已一年有余。煤電容量電價機制的建立，有利于推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重為主轉型，標志著新型電力系統中體現電力多元價值的價格體系正在逐漸建立。

可以看到，一年來，火電在電力系統中角色正在發生變化，集中反映在年發電利用小時數的下降和機組運行方式的改變。2024年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用3442小時，比上年同期減少157小時。我國以風電、太陽能發電為主的新能源發電裝機規模達到14.5億千瓦，首次超過火電裝機規模。

五、“強制配儲”落幕：儲能市場化發展新階段已來

今年年初，隨著“強制配儲”的落幕，新型儲能也迎來了新變局。

2025年2月，“136號文”宣布取消將儲能配置作為新建新能源項目核準、并網及上網的前置條件。這一政策調整不僅終結了實施近十年的“強制配儲”時代，更標志著中國儲能產業正式邁入市場化驅動的新階段。

新能源發電具有隨機性、波動性，在新能源全面入市的背景下，儲能系統仍是平抑新能源并網波動的有效手段，當新能源與儲能從“政策聯姻”轉向“自由戀愛”，一個更健康、更可持續的能源變革新時代正悄然開啟。

取消“強制配儲”將推動產業變革，新型儲能企業將開啟新一輪淘汰賽。可以預見的是，儲能行業將面臨更加激烈的市場競爭，以及尋求更加多元化的盈利模式。在這場變革中，只有那些具備高質量、高性能和創新能力的儲能企業，才能在這場洗牌中脫穎而出，成為行業的佼佼者。

六、電力供需緊平衡態勢延續

預計2025年供需緊平衡態勢延續。全年全國全社會用電量同比增長6%左右，全社會用電量規模將突破10萬億千瓦時。迎峰度夏等用電高峰期部分地區電力供需形勢緊平衡。

【2024年全球電力需求增長的一半以上來自中國，2024年增長了7%，與前一年類似。預計到2027年，中國的電力需求將平均每年增長6%。中國的電氣化進展迅速，電力在最終能源消費中的比例(28%)遠高于美國(22%)或歐盟(21%)。2024年，全球電力需求的增長大部分發生在新興經濟體，其中中國占總量的54%。】

——國際能源署《2025年全球電力報告》

【預計2025年全國全社會用電量同比增長6%左右。預計2025年全國全社會用電量10.4萬億千瓦時，同比增長6%左右;2025年全國統調最高用電負荷15.5億千瓦左右。】

——中電聯《2024—2025年度全國電力供需形勢分析預測報告》

2024年，全國全社會用電量達9.85萬億千瓦時，比上年增長6.8%，延續較快增長態勢，增速較上年上升0.1個百分點。

中電聯預測，2025年迎峰度夏等用電高峰期部分地區電力供需形勢緊平衡。電力供應和需求多方面因素交織疊加，給電力供需形勢帶來不確定性。從供應方面看，2025年，全國新增電源裝機仍然保持快速增長，預計常規電源增量與用電負荷增量基本相當，部分特高壓直流工程投產，資源配置能力進一步增強;新能源發電裝機占比持續提升，風、光資源及來水的不確定性增加了局部地區部分時段電力生產供應的風險。從需求方面看，2025年我國宏觀經濟將繼續保持平穩增長，將為我國電力需求增長提供穩定支撐。預計2025年迎峰度夏期間，華東、西南、華中、南方區域中部分省級電網電力供需形勢緊平衡，通過增購外電、最大化跨省跨區支援等措施，電力供需偏緊局勢可得到緩解。迎峰度冬期間，隨著常規電源的進一步投產，電力供需形勢改善。

七、電力市場交易規模進一步擴大

2025年，受新能源全面入市政策影響，電力市場交易規模將進一步擴大。

近年來，我國電力市場交易規模持續擴大，根據中電聯的數據顯示，2024年全國市場交易電量61795.7億千瓦時，同比增長9%，占全社會用電量比重為62.7%。

新一輪電力體制改革進行的十年來，全國市場化交易電量已由2016年的1.1萬億千瓦時，增長至2024年的6.17萬億千瓦時，十年間增加5.6倍，占全社會用電量的比重由17%提升至62.7%，十年間增長3.7倍。

進入2025年，新能源全面入市參與電力交易，多元主體參與到中長期交易和現貨交易，同時隨著省間交易通道的打通，將帶來電力市場交易規模的擴大，預測2025年，全國市場化交易電量增幅繼續保持9%，交易總量將達到6.7萬億千瓦時以上。占全社會用電量的比重保持穩中有升，同比增長1.3個百分點，達到64%。

八、電網公平開放專項監管時代來臨

2025年，電網公平開放迎來專項監管。3月25日，國家能源局發布關于開展電網公平開放專項監管工作的通知。文件明確加強能源行業自然壟斷環節監管，開展電網公平開放專項監管。

此次專項監管覆蓋天津、河北、山西、內蒙古、吉林、上海、江蘇、浙江、安徽、江西、山東、湖北、湖南、廣西、云南、陜西、甘肅、青海、寧夏等19個省(區、市)電網企業。

監管通過自查——現場核查——整改——總結四階段形成閉環。明確將電網公平開放作為“加快構建新型電力系統、支撐新型能源體系建設”的重要基礎性工作，直指接網工程回購拖延、流程不透明、技術歧視等“卡脖子”問題。通過強化自然壟斷環節監管，為新能源、儲能、增量配電網等主體掃清接入障礙，不僅直擊電網壟斷領域的潛在壁壘，更以政策革新釋放出對新能源產業向高質效轉型的強力驅動信號。

九、綠電/綠證交易規模進一步擴大

2025年，中國綠電與綠證交易市場迎來爆發式增長。

在國家“雙碳”戰略框架下，政策機制持續完善、市場主體加速參與、區域協同效應凸顯，綠證核發與交易量屢創新高。數據顯示，2024年我國綠證核發質效顯著提升，全年核發綠證47.34億個，同比增長28.4倍，其中可交易綠證31.58億個，占66.71%。按項目類型分，風力發電19.41億個、太陽能發電8.27億個、常規水電15.78億個、生物質發電3.81億個、其他可再生能源發電809萬個。截至2024年12月底，我國累計核發綠證49.55億個，其中可交易綠證33.79億個。‌2024年全國綠電交易電量達到4460億千瓦時，同比增長364%‌‌。

2025年3月，國家發展改革委等五部門發布《關于促進可再生能源綠色電力證書市場高質量發展的意見》，明確提出到2027年完善綠證交易制度，到2030年實現綠證市場高效運行，并通過“強制消費+自愿消費”雙軌機制擴大需求。

此外，各地因地制宜推進綠電交易，形成多級增長極，區域資源稟賦與市場機制的結合，是綠電交易規模擴大的關鍵驅動力。

2025年綠電/綠證市場將呈現三大趨勢：

交易規模持續躍升：預計全國綠證核發累計量有望突破100億個，綠證交易量將突破10億個，綠電交易規模超5000億千瓦時。

市場主體多元化：更多類型主體深度參與，綠證流通延伸至更多領域。

國際影響力提升：中國綠證有望成為全球碳關稅互認的重要憑證。

十、配電網向“有源雙向”智能系統轉型

在2024年印發的《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》中，明確配電網高質量發展目標：“到2025年，供電能力合理充裕，具備5億千瓦左右分布式新能源接入能力”。這意味著2025年配電網承載能力大幅躍升。

意見明確，推動配電網在形態上從傳統的“無源”單向輻射網絡向“有源”雙向交互系統轉變。主要表現在網架結構、電網承載力、兼容性、數字化與靈活性方面：

網架結構：到2025年，配電網網架結構更加堅強清晰，供配電能力合理充裕;

電網承載力：配電網承載力和靈活性顯著提升，具備5億千瓦左右分布式新能源、1200萬臺左右充電樁接入能力，實現“源網荷儲”動態平衡;

兼容性：有源配電網與大電網兼容并蓄，配電網數字化轉型全面推進，開放共享系統逐步形成，支撐多元創新發展;智慧調控運行體系加快升級，在具備條件地區推廣車網協調互動和構網型新能源、構網型儲能等新技術。

數字化與靈活性：AI驅動的智能調度系統廣泛應用，微電網與虛擬電廠成為局部區域供電核心，減少對主干網依賴。

2025年，電網企業全面淘汰S7(含S8)型和運行年限超25年且能效達不到準入水平的配電變壓器，全社會在運能效節能水平及以上變壓器占比較2021年提高超過10個百分點。

以上內容節選自《2024年售電行業年度報告》，將于2025年4月正式發布，預售通道已經開啟，歡迎訂購!