北京电力交易中心2025年电力市场年报

BeijingPowerExchangeCenter2025AnnualReport 北京电力交易中心有限公司编 引言 2025年，北京电力交易中心坚持党建引领，持续推进电力市场建设向纵深发展，圆满完成“初步建成全国统一电力市场”目标任务。配合国家能源局构建电力市场“1+6”基础规则体系，实现市场运营监测分析全覆盖。建立跨经营区常态化交易机制，持续深化区域内省间互济交易。实现省内中长期、现货市场“两个全覆盖”，全品种全周期市场体系基本建立。有序承接新能源入市，绿电、绿证市场蓬勃发展。充分发挥中长期市场压舱石作用，全力保障电力安全可靠供应。积极服务新能源发展与消纳，激励新型经营主体参与电力市场，助力构建新型电力系统。电力交易机构规范运作水平不断提升，电力市场宣传服务持续深化。 目录 引言 电力市场环境02市场成员04市场化交易05省间交易06清洁能源交易06零售市场交易08 服务电力保供13服务新型电力系统建设14促进能源资源大范围优化配置15促进绿色电力消费18 进一步规范公司法人治理体系35发挥市场管委会作用35加强合规管理体系建设36发挥交易机构联盟作用38 实现售电公司“一地注册，全国共享”29深化中长期市场连续运营30提升结算质效30建立市场运营监测分析工作体系32 电力交易平台与标准建设 提升交易平台支撑能力40强化“e-交易”移动应用建设4243全面实现交易平台账号实名推进电力市场标准体系建设44 深化电力市场宣传服务长效机制46开展“阳光交易”信息披露质效提升47丰富金融产品服务市场运营49 电力市场概况 电力市场环境 电力供需情况 2025年，国家电网有限公司经营区域全域社会用电量为8.1万亿干瓦时，同比增长4.9% 电网电源建设 2025年，国家电网有限公司经营区域发电装机容量为304257万千瓦，同比增长15.5%。其中，清洁能源装机容量为180703万千瓦，同比增长23.2%，占全部装机比重为59.4%，同比提高3.7个百分点。 2025年，国家电网有限公司经营区域发电设备平均利用小时数为2853小时。其中，水电、火电、核电、风电、太阳能发电同比变化分别为-158、-211、170、-109、-45小时。 市场成员 市场化交易 2025年，国家电网有限公司经营区域市场化交易电量为54691亿千瓦时。同比增长8.8%，其中，省间市场化交易电量为12920亿千瓦时，同比增长10.7% 省间交易 零售市场交易 电力市场政策 2025年，电力市场“1+6”基础规则体系构建完成。国家持续推进电力市场建设，不断完善电力市场规则体系，在中长期市场建设、现货市场建设、新能源入市、计量结算、绿电绿证交易机制等方面印发政策规则文件，为市场高质量运行提供制度保障。 《国家发展改革委国家能源局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） 文件要求推动新能源上网电价全面由市场形成，上网电量原则上全部进入电力市场，标志着我国新能源由“保障收购”全面转向“市场交易”，电力商品的电能量、调节、容量、环境等多维价值须在电力市场中体现，对电力市场深化建设提出更高要求。 《国家发展改革委国家能源局关于印发（电力辅助服务市场基本规则》的通知》【发改能源规【2025】411号） 文件明确了辅助服务相关经营主体范围，包含了发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体，规范了辅助服务交易品种的设立流程，健全了辅助服务费用“谁受益、谁承担”的传导机制，明确了辅助服务市场与现货、中长期电能量市场的衔接机制。 《国家发展改革委国家能源局关于印发电力市场计量结算基本规则的通知》（发改能源规【2025】976号） 文件规范了电力市场相关计量数据的管理标准，明确了电力市场结算由电力交易机构出具交易结算依据和电网企业开展电费结算两个环节构成；对计量数据管理流程、结算周期及时限要求、电费收付流程、全类型市场经营主体计量结算要求、追退补和清算流程等方面进行规范，有效维护了电力市场秩序和各市场成员的合法权益。 《国家发展改革委国家能源局关于印发《电力现货连续运行地区市场建设指引）的通知》（发改能源【2025】1171号） 文件明确了电力现货与中长期、辅助服务等市场的一体化设计方向，以及新能源全面入市、新型经营主体参与市场的规则；提出了可靠容量补偿机制建设路径，鼓励虚拟电厂、储能等“报量报价”参与市场，推动批发价格和零售价格有效传导：完善了市场干预、市场力管控等监管机制，维护公平竞争秩序。 《国家能源局关于印发《可再生能源绿色电力证书管理实施细则（试行））的通知》（国能发资质规【2025】107号） 文件明确了绿证核发、划转、核销等工作要求，明确了电网企业、交易机构承担的推送可再生能源并网项目信息、绿证等信息，以及协助建档立卡等职责，构建了针对绿证全生命周期管理的完整流程，确保从项目建档、数据归集到绿证核发、划转与核销的各环节顺畅运行。 《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》（发改办体改【2025】1032号） 文件明确了全国统一电力市场评价的核心方向，重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度等方面开展评价：提出了2026年起开展全国统一评价的实施路径，助力能源新质生产力提升，规范了评价制度的实施框架与标准，鼓励交易机构开展量化评价。 《国家发展改革委国家能源局关于印发《电力中长期市场基本规则的通知》（发改能源规【2025】1656号） 文件统一了市场成员分类，明确了新型经营主体类别及权利义务，规范中长期市场注册、交易、结算等业务流程：构建了跨电网经营区、跨省跨区和省内协同的交易体系，覆盖数年、年度、月度到月内的全时序交易周期，推进电力中长期市场、电力现货市场建设高效衔接。 电力市场成效 服务电力保供 北京电力交易中心落实国家关于电力中长期合同签约工作的要求，充分发挥省间中长期交的8成，筑牢电力保供基本盘。北京电力交易中心在月度市场积极响应省间市场化交易需求，重点做好夏冬季负荷高峰期电力交易保障工作。2025年度夏期间，国家电网有限公司经营区域跨区中长期市场最大成交电力达1.68亿干瓦、同比增长9.8%，创历史新高；夏季高峰道等主要跨区通道高峰时段均实现满送。2025年，省间交易电量为1.67万亿千瓦时，省间现货市场最大成交电力为1867万干瓦。 灵活交易方式，支持安徽迎峰度夏电力保供 北京电力交易中心充分挖掘省间互济资源，达成安徽与甘肃、黑龙江年度交易电量10.5亿千瓦时，度夏晚峰电力成交70万千瓦；常态化开展跨经营区购电交易，达成安徽与广西、云南多月交易电量3.4亿千瓦时，购入度夏晚峰电力40万千瓦；促成安徽与上海“绿电换电力”合作，满足上海绿电消费需求的同时，度夏晚峰时段上海支撑安徽最大电力50万千瓦，支撑安徽度夏保供。迎峰度夏期间，安徽通过省间中长期市场购入电量124.7亿千瓦时，晚高峰电力为1241万千瓦，有力支撑电力供需平衡。 鑫02发挥市场作用，保障世运会顺利举办 2025年度夏期间，受高温晴热天气影响，四川电网用电负荷四创新高，最高用电负荷达7419万千瓦。北京电力交易中心会同四川电力交易中心，充分发挥市场作用，积极通过省间、省内市场交易满足省内用电需求，全力应对迎峰度夏叠加第12届世界运动会的电力保供双重挑战。四川通过省间中长期交易购入电量41亿千瓦时，其中晚峰、午峰最大电力超300万千瓦，同比增加超1.2倍；通过省内需求侧市场化响应交易，按月锁定需求侧备用资源350万千瓦，引导超4000户电力用户、87家售电公司、4家虚拟电厂主动参与电网调节，7月17日最大响应负荷为117万千瓦。 服务新型电力系统建设 北京电力交易中心积极服务新型电力系统建设，深入沙戈荒大基地参与市场调查研究，创新沙戈荒大基地“联营不联运”参与市场模式，促成坤渝、中衡、庆东直流送端主体签订联营协议；全面落实《国家发展改革委国家能源局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【2015】136号）文件要求，做好政策与市场衔接；持续完善新型经营主体入市机制，明确新型经营主体参与电能量、辅助服务等市场的交易模式，推动储能企业、虚拟电厂等灵活调节资源参与市场。截至2025年年底，新型经营主体注册数量已超1.5万家，浙江、四川等地推动需求侧资源参与市场化响应，度夏前锁定调节规模超680万干瓦。浙江、江苏、安徽等7个省推进分布式光伏以聚合方式参与市场交易。 北京电力交易中心创新开展沙戈荒大基地市场机制研究，建立大基地配套电源“联营不联运”交易机制，首创联营体月内D-3日灵活交易，保障整体省间外送曲线高比例履约，提升外送电量中的清洁能源电量占比，减小独立履约情况下的偏差考核风险。目前，坤渝、中衡、庆东直流沙戈荒大基地配套电源已签订联营协议，保障直流安全稳定运行，实现新能源高比例送电。2025年，通过联营体月内D-3日灵活交易累计成交的电量为1.3亿千瓦时，占同期中长期交易电量的6%。 04蒙东推动新能源全面人市 蒙东电力交易中心配合地方政府有关部门，推动新能源全面入市，按现货市场运行前、运行后，分阶段设定机制电量规模，其中机制电量占新能源上网电量的比例，在现货市场连续运行前为13.5%、运行后为9%；明确增量项目完全实行市场化交易，2025年6月1日后的增量项目暂不安排机制电量，后续可根据消纳责任权重和用户承受能力等情况，再组织机制电量竞价交易：差异化制定分布式新能源交易模式和结算机制，分布式新能源可选择价格接受者、直接或聚合方式参与市场。目前，共1800余家商用分布式新能源全部在电力交易平台完成注册，并参与现货市场交易。 鑫O5浙江开展新型经营主体市场化电力响应 浙江电力交易中心创新新型经营主体市场化响应机制，实现现货市场环境下的新型经营主体市场化响应机制有效落地，深化虚拟电厂聚合管理：精准挖掘可调资源，设计“D一2日响应出清调用、D-1日现货申报”的街接模式，与负荷侧管理充分街接，构建“三级聚合+结算到户”体系，实现全年常态化触发启用。2025年，浙江累计聚合负荷侧可调节资源为4936个，组织市场化响应交易13场，聚合最大可调能力突破150万千瓦，迎峰度夏期间实际最大调节负荷为92.4万千瓦，累计响应电量超1000万千瓦时，提供了新型经营主体参与市场的新途径。 促进能源资源大范围优化配置 北京电力交易中心落实国家能源战略，优化统筹省间通道利用，有效促进能源资源大范围优化配置，2025年，积极响应四川、山西、新疆、陕西、宁夏、蒙东、甘肃等能源富集地区电力外送需求，实现外送电量8632亿干瓦时。 促进绿色电力消费 北京电力交易中心拓展绿色电力消费核算应用场景，支撑可再生能源消纳责任权重政策落实，为电解铝、钢铁、水泥、多晶硅行业企业和枢纽节点数据中心开展消费核算服务，帮助企业掌握指标完成进度，支撑政府部门开展对重点行业的消费情况监测；北京电力交易中心服务企业申报绿色工厂，在工业和信息化部绿色工厂评选中，直接采信绿色电力消费核算结果，会同浙江电力交易中心促进绿电园区建设，通过消费核算应用数据聚合功能，帮助园区开展绿色电力消费信息汇总和监测，在衢州华友产业园、浙江莲都工业园、义乌经济技术开发区形成园区核算结果；实现湖州全域16万户经营主体绿色电力消费核算，在“两山理论”提出20周年之际，开展了促进绿色发展的新实践。首都电力交易中心向企业提供绿色电力消费核算单，支撑交通银行向绿色发展企业提供利率降低5～10个基点的“绿电绿条通”低息贷款。上海电力交易中心为全部参与绿电绿证交易用户开通消费账户，重点支撑外向型企业和跨国企业获得绿色电力消费证明，为特斯拉等多家外向型企业及绿色园区提供绿色电力消费核算服务，支撑经营主体申领政府补贴。 北京电力交易中心会同中电联、广州电力交易中心在“第三届新型电力系统发展（崇礼）论坛”发布“中国绿色