2025年度中国电力市场发展报告

指导单位 国家能源局市场监管司 编制单位 电力规划设计总院 支持单位 国家电力调度控制中心北京电力交易中心有限公司中国南方电网市场营销部中国南方电网电力调度控制中心广州电力交易中心有限责任公司内蒙古电力调控中心内蒙古电力交易中心有限公司中国电力企业联合会规划发展部 前 言 全国统一电力市场是全国统一大市场的重要组成和先行领域。2025年全国统一电力市场体系初步建成，成果丰硕。这一年，跨电网经营区常态化交易破冰启航，省级电力现货市场实现基本全覆盖，“1+6”基础规则体系完备成型，南方区域电力市场启动连续结算试运行。这一年，新能源全面入市政策落地实施，绿电交易保持快速增长，新型经营主体持续培育，市场为新型电力系统建设发展注入强劲动力。这一年，运营机构数字化监测、监管机构数字化监管实现全覆盖，综合监管及专项监管工作稳步推进，市场治理效能持续提升，合力共塑规范有序的电力市场环境。 为系统总结2025年我国电力市场建设的创新实践与丰硕成果，国家能源局市场监管司指导电力规划设计总院，在相关单位支持下编制了《2025年度中国电力市场发展报告》。报告以全景视角梳理了全国统一电力市场体系初步建成的标志性 2025 年度中国电力市场发展报告 进展，多维呈现各地市场建设动态，前瞻性提出2026年市场建设重点方向。本报告既是能源行业贯彻落实党中央、国务院决策部署的阶段性答卷，也是新征程上深化电力体制改革、推动构建新型能源体系的重要参考。 2026年是“十五五”开局之年，全国统一电力市场体系正由初步建成向基本建成阔步迈进。我们期待以此为载体，凝聚各方智慧，破解改革难题，共同推动电力市场向更加统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的方向迈进，共同谱写电力市场高质量发展的崭新篇章。 目 录 一、2025 年电力市场概览1 （一）电力供需情况2（二）输电通道情况6（三）经营主体情况7（四）交易量价情况9 二、2025 年电力市场进展成效回顾17 （一）市场体系纵深完善，统一市场初步建成18（二）市场机制加速构建，功能作用有效发挥27（三）规则体系完备成型，基础制度更趋牢固35（四）市场精准引导供需，保供稳价效果明显37（五）绿电发展迈入新程，环境价值持续彰显40（六）新型主体蓬勃发展，发用融合业态创新41（七）零售市场持续开放，主体多元交易活跃44（八）数智技术深度赋能，智慧运营提质增效46（九）市场监管纵深推进，数字赋能提升效率49（十）多道防线统筹联动，共铸协同治理合力52 三、2026 年电力市场建设展望57 四、大事记 61 （一）电力供需情况 电力供应能力与绿色发展水平同步提升。截至2025年底，全国累计发电装机容量达38.91亿千瓦，新增发电装机容量5.42亿千瓦，同比增长16.1%。2025年全国发电量10.58万亿千瓦时，同比增长4.8%。可再生能源装机占比超六成，全社会用电量中每10度电有近4度是可再生能源发电，可再生能源新增发电量超过全社会用电增量。 风光装机容量实现“三连超”。2025年，风电、太阳能发电装机容量在超过煤电装机容量后，再度超过火电装机和全国最大用电负荷，达到18.42亿千瓦，同比增长30.9%，全年新增装机4.34亿千瓦，装机占比达到47.3%。 风光年发电量同比增长近三成。2025年，风电发电量1.13万亿千瓦时，太阳能发电量1.17万亿千瓦时，风光发电量同比增长25.8%，占全年总发电量的22%，同比提高约3.6个百分点。与此同时，火电发电量6.33万亿千瓦时，实现十年来首次下降，同比下降0.7%。全国新增可再生能源发电量5193亿千瓦时，已经覆盖全社会用电增量。 新能源已成为“十四五”新增发电装机与发电量的“双主体”。“十四五”期间，全国新增发电装机共计16.90亿千瓦，其中风电、太阳能发电新增装机13.07亿千瓦，占新增装机的77.3%，装机规模是“十三五”末的3.4倍。五年间，全国发电量由7.78万亿千瓦时增长至10.58万亿千瓦时，其中风电、太阳能发电量由0.73万亿千瓦时增长至2.30万亿千瓦时，占新增发电 2025 年度中国电力市场发展报告 量的56.2%。 全社会用电量首破10万亿千瓦时。2025年，全国全社会用电量达到10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%。“十四五”期间全社会用电量保持稳定增长，五年间全社会用电量年均增速6.6%。 用电产业结构持续优化。分产业看，2025年，第三产业和城乡居民生活用电对用电量增长的贡献达到50%。充换电服务业及信息传输、软件和信息技术服务业用电量增速分别达到48.8%、17.0%。“十四五”期间，第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民用电量年均增速分别为11.7%、5.3%、10.5%、7.8%。各产业用电量增长呈现差异，反映出我国农业现代化电气化水平不断提升、服务业数字化转型加速的产业发展特点。 （二）输电通道情况 跨省跨区送电能力稳步提升。2025年，随着陇东—山东±800千伏特高压直流输电工程等4条特高压直流工程投产送电，我国已累计建成投运24条特高压直流输电通道，构筑起横贯东西、纵贯南北的“电力高速公路”，全国“西电东送”输送能力达到3.4亿千瓦，为全国统一电力市场运行和电力资源大范围优化配置提供坚实的物理基础。 （三）经营主体情况 经 营 主 体 数 量 突 破100万 家。截 至2025年 底， 全 国 各电 力 交 易 机 构 注 册 经 营 主 体 数 量 达 到109万 家， 同 比 增 长33.6%。其中，发电企业3.9万家，电力用户104.9万家，售电公司5395家，新型经营主体486家。 “十四五”电力市场经营主体持续扩围。“十四五”以来，我国发用电计划有序放开，先后推动煤电、工商业用电、新能源全面入市，五年间经营主体数量翻两番。 新主体、新业态蓬勃兴起。截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长超40倍。虚拟电厂理论调节能力超1600万千瓦，车网互动聚合资源超1900万千瓦。新能源就近消纳方式不断创新，全国共有84个绿电直连项目完成审批。 （四）交易量价情况 1.全国总体水平 全国市场化交易电量占比连续四年超过60%。2025年，全国市场化交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量64.0%，同比提高1.3个百分点。 “十四五”市场化交易电量规模翻倍。五年间市场化交 2025 年度中国电力市场发展报告 易 电 量 年 均 增 速16.0%，2025年 全 年 市 场 化 交 易 电 量 较“十三五”末增长109.7%，市场化交易电量占全社会用电量比重不断提高，电力资源的配置方式发生根本性改变。 2.跨省跨区交易 跨省跨区交易电量刷新纪录。2025年，全国跨省跨区交易电量合计1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6%，较全国市场交易电量增速高出4.2个百分点。南方区域电力市场、长三角及东北、西北、华中等区域内同步电网电力互济交易机制的不断完善，丰富了跨省跨区电力交易的途径和方式，提升了跨省跨区电力交易的灵活性。 省间电力现货交易保持活跃。2025年省间电力现货市场交 易电量386亿千瓦时。其中，西北送出电量109亿千瓦时，东北送出电量55亿千瓦时，华北送出电量39亿千瓦时。 各地区省间电力现货交易参与方式持续优化。分地区看，湖北、四川卖出电量最多，浙江买入电量最多。与2024年相比，部分地区优化省内市场与省间现货市场衔接机制，适应地区供需特点灵活参与省间现货交易，其中以江苏、山东等受端地区为代表，省间现货卖出电量显著增加，有效缓解了地区新能源消纳压力。 2025 年度中国电力市场发展报告 3.省内市场交易 省内中长期交易电量保持增长趋势。2025年，全国各省级电力交易中心组织中长期交易电量合计4.81万亿千瓦时。其中，绿色电力交易0.27万亿千瓦时、电网代理购电0.72万亿千瓦时、合同转让交易0.27万亿千瓦时。 省内中长期交易均价普遍下降。2025年，各地电力中长期交易均价在0.230—0.478元/千瓦时之间，较各地煤电基准价平均下降1.9%，其中17个省（区、市）/地区高于当地煤电基准价。受新能源快速发展、一次能源价格变化等因素影响，与2024年相比，2025年27个省（区、市）/地区中长期交易均价呈下降趋势。 2025 年度中国电力市场发展报告 省 内 现 货 价 格 总 体 呈 现 低 于 中 长 期 价 格 的 态 势。2025年，已正式运行的省级电力现货市场中，日前市场交易均价在0.229—0.331元/千瓦时之间，实时市场交易均价在0.234—0.346元/千瓦时之间。 电网代理购电规模有序缩减。2025年，全国电网代理购电量1.69万亿千瓦时，同比下降8.2%，其中优先发电量6769亿千瓦时，市场化采购电量10091亿千瓦时。 2025年，全国统一电力市场体系已如期实现初步建成的重要阶段性目标，多层次、多品类、多功能的电力市场体系基本形成，市场在保供应、促转型、稳价格等方面的作用得以有效发挥。一年来，统一市场基础规则体系完备成型，为市场规范运行筑牢制度基石；新能源全面入市政策落地，新型经营主体持续培育，适应新型电力系统的市场机制加速完善；数智赋能与市场监管同向发力，数字化监测、数字化监管持续推行，行业自律与信用体系建设协同推进，市场治理能力迈上新台阶。 （一）市场体系纵深完善，统一市场初步建成 多层次、多品类、多功能的电力市场架构持续健全。2025年，全国统一电力市场建设全面提速，随着省级电力现货市场基本全覆盖、跨电网经营区实现常态化交易、“1+6”基础规则体系构建完备、南方区域电力市场连续运行等多项标志性成果落地，全国统一电力市场体系初步建成。 1.跨电网经营区常态化交易机制建立 国家电网、南方电网、蒙西电网之间开启全时序常态化市场交易。2025年7月1日，国家发展改革委、国家能源局批复 国家电网、南方电网跨经营区常态化交易机制方案，在该方案框架下，全年跨电网经营区交易电量34亿千瓦时。 专栏1跨电网经营区常态化交易机制实践历程 跨电网经营区交易依托跨经营区输电通道，建立国家电网、南方电网、蒙西电网经营区之间市场化交易机制，替代原有以政府间协议、应急调度为主的互济方式，实现电网经营区之间灵活互济。 跨电网经营区的绿电交易初探。在跨电网经营区常态化交易方案批复前，2025年3月，北京电力交易中心、广州电力交易中心采用联合出清的方式，探索开展了广西、云南送上海跨经营区绿色电力交易，成交电量5270万千瓦 2025 年度中国电力市场发展报告 时，满足了上海数十家用电企业的绿色电力消费需求，是全国首笔跨国网、南网经营区的绿色电力交易。 南方区域支援华东迎峰度夏电力保供。2025年7月，在《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》的框架下，广州电力交易中心与北京电力交易中心联合组织，成功达成南网送华东7—9月电力互济交易，交易计划7—8月全天增送电力120万千瓦，9月上旬全天增送电力100万千瓦，叠加前期已达成的电力交易，迎峰度夏期间南方电网向华东区域送电超20亿千瓦时，支援了华东地区电力保障供应。 海南用上三千公里之外的蒙西清洁能源。2025年10月，在北京电力交易中心与广州电力交易中心联合组织下，蒙西电网与海南电网公司达成跨电网经营区交易电量约700万千瓦时，送端由新能源发电企业承接。此次交易充分利用跨区输电通道剩余空间，有效匹配受端清洁能源需求，进一步验证了跨电网经营区交易机制的适用性，为全国范围内的电力资源优化配置提供了范例。 跨经营区电力现货交易实践。2025年10月13日，国家电网组织华东地区的浙江、上海等省市申报购电需求，参与南方区域电力现货市场交易，南方区域电力市场通过对全域资源的统一集中优化，实现跨电网经营区交易最大 二、2025 年电力市场进展成效回顾 负荷180万千瓦，