核心观点
- 电力市场化改革持续推进：全国统一电力市场体系初步建成，现货市场、中长期市场、新能源可持续发展结算机制、发电侧容量电价机制、输配电价、零售市场、系统运行费用等方面均取得重要进展。
- 现货市场价格特征：2025年现货均价整体处于低位，区域特征逐渐显现，不同地区受煤价、可再生能源出力、负荷水平等因素影响价格差异明显。
- 中长期分时段交易：分时段交易已广泛开展，推动中长期交易的分时价格与行政分时脱钩，形成市场化价格信号。
- 批零价格传导：零售套餐设置中批零传导属性增强，主要与整体批发市场均价挂钩，零售侧市场化分时电价正加快落地。
- 新能源可持续发展价格结算机制：各地已落地新能源机制电价竞价，竞价方案和结算费用存在显著差异，差价结算费用已全面进入各地系统运行费用。
- 容量电价体系：容量电价体系向更多类型发电侧主体扩容，顶峰能力成为各类机组获取容量收入的统一标准，发电侧容量收入占比提升。
- 单一容量制输配电价：单一容量制输配电费模式确立，促进新能源消纳利用，系统运行费用在整体用电价格结构中的影响力不断增强。
- 电网侧独立新型储能：电网侧独立新型储能经济性受益于容量电价机制的逐步落地，工商业储能运营逻辑在分时电价市场化趋势下面临重塑，需从单一价差套利向多元化收益模式转型。
- 发电类虚拟电厂：发电类虚拟电厂接力分布式新能源聚合商，助力分布式发电资源全面入市，聚合交易能力成为核心竞争壁垒。
- 绿电交易：绿电供需关系宽松平衡，多元应用场景驱动绿证需求加速释放，绿证全生命周期管理加强，消费场景更加丰富。
- 车网互动：车网互动试点建设持续推进，部分省份开始探索 V2G 上网电价机制，车主收益取决于高电价时段捕获能力。
关键数据
- 截至2026年2月，省级电力现货市场已基本实现全覆盖。
- 2025年各区域现货均价整体上处于低位运行，普遍低于燃煤发电基准价。
- 各地新能源机制电价竞价规模约为2,200亿千瓦，其中已经执行的约1,800亿千瓦。
- 2025年绿电交易电量达3,285亿千瓦时，同比增长38.3%。
- 2025年绿证交易量达 9.30 亿个，同比增长 109%。
- 截至2025年底，我国新型储能累计装机规模达 136GW/351GWh。
研究结论
- 电力市场化改革将进一步深化，市场参与者在电价体系和市场趋势变化中需积极应对，提升参与电力市场交易的能力。
- 现货市场价格将成为中长期市场和零售市场的价格锚点，推动电价信号的峰谷波动更准确地反映电力供需关系。
- 零售市场将逐步成为引导用户资源响应、提升负荷侧用电灵活性的核心环节，零售用户需主动关注批发市场分时信号。
- 新能源可持续发展机制和容量电价机制将推动系统运行费用调整，一部分通过电能量市场回收的成本将转为通过系统运行费用回收。
- 工商业储能亟需从单一价差套利向多元化收益模式转型，如交易策略的风险对冲、售储一体化运营、削峰填谷等。
- 发电类虚拟电厂将成为分布式新能源入市的重要方式，聚合交易能力和资源网络成为核心竞争壁垒。
- 绿电交易供需关系宽松，绿证消费需求将持续释放，绿色电力消费将呈现购买主体更加多元、应用场景更加丰富的趋势。
- 车网互动试点建设持续推进，V2G 实现商业化后，放电价格机制存在向参考实时市场加权均价演进的可能。
