2026年6月9日，国家能源局发布《2025年度中国电力市场发展报告》。该报告由国家能源局市场监管司指导，电力规划设计总院编制。

《报告》指出，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%。

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。

区域省间电力交易机制方面，西北区域率先出台并落地抽水蓄能电站、独立储能跨省中长期交易细则，印发国内首个“沙戈荒”大基地短期平衡市场运营规则并启动试运行，实现中长期交易D-3日连续开市。2025年，西北区内省间互济电量达到649亿千瓦时，同比增长64.0%。

华中区域在推动实现中长期市场连续运营、常态化开展D-3省间电能量、合同转让交易的同时，探索省间绿电集中竞价交易、“新能源   火电”打捆交易等交易方式，推动水火风光、抽水蓄能、新型储能及虚拟电厂等经营主体分类有序进入省间市场。

南方区域立足促进新型储能电站“一体多用、分时复用”，丰富新型储能电站的市场化商业模式，逐步取消接入电压等级和容量限制，完善储能协同参与调频辅助服务市场和现货电能量市场的交易结算机制。一是强化调频市场与电能量市场的衔接。新型储能可在同一运行日内，分时段灵活选择参与调频辅助服务市场或现货电能量市场，实现收益来源多元化。二是建立“报量报价”出清机制，匹配电网分时段调节需求。新型储能可自主申报多段充放电量价曲线，参与现货电能量市场优化出清；在其余时段，可申报调节容量和里程价格，参与调频辅助服务市场出清。三是基于现货市场价格实施分时结算。按照新型储能所在节点的现货市场价格，分别对其充电、放电电量进行结算。

容量补偿机制探索上，作为我国新能源占比最高的地区之一，甘肃在国家煤电容量电价政策框架下，出台《关于建立发电侧可靠容量补偿机制的通知（试行）》（甘发改价格规〔2025〕4号），提高煤电补偿标准至每年每千瓦330元，同时对电网侧独立新型储能可靠容量进行补偿，保障调节性资源固定成本回收，激励调节性资源投资建设，提高电力系统新能源消纳能力。

用户侧调节潜力挖掘上，山西市场价格信号“唤醒”系统调节能力。2025年，山西电力现货市场出清周期由15分钟缩短为5分钟，更快速、精准反映电网瞬时供需变化，更好满足新型电力系统对实时平衡的要求。晚间用电高峰，47座储能电站及16座虚拟电厂参与用电负荷调节。其中，141万千瓦新型储能快速转为放电模式，84万千瓦虚拟电厂按照日前安排同比降低聚合负荷，供电、用电双向调节最大功率达到225万千瓦，占实时用电负荷比重达到6%。

新型经营主体市场参与上，截至2025年底，虚拟电厂、独立储能等新型经营主体注册超400家。

绿电直连加快发展。《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）和《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）的发布，首次在国家层面构建了绿电直连的制度框架，明确项目须具备清晰的物理界面与安全责任界面，以新能源发电为主且自发自用比例达标。2025年底，全国共有84个绿电直连项目完成审批，新能源装机规模达3259万千瓦。

算电协同正在兴起。算力产业作为数字经济的核心基础设施，正加快向绿色低碳、高效集约方向转型，绿电稳定供给已成为行业项目布局的重要考量之一。2025年9月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于推进“人工智能  ”能源高质量发展的实施意见》（国能发科技〔2025〕73号），提出构建算力、电力深度融合的算电协同发展机制，不断提高算力中心绿电比例。

上海、广东、江苏等东部沿海地区数据中心规模逐步扩大，用电量增速明显；宁夏、内蒙古等西部地区发挥新能源富集或综合环境优势，吸引数据中心的建设，用电量增长迅速。以上述地区为代表的多个省（区、市）在不同程度上开展了算电协同实践，大部分数据中心通过直接交易参与电力市场。

其中，蒙西电网地处风光资源富集带，算电协同发展根基坚实。绿电资源方面，2025年底新能源装机突破9300万千瓦，年度可签约绿电超900亿千瓦时，绿电供给充裕、成本优势显著；算力资源方面，当地数据中心电能利用效率（PUE）位列全国算力枢纽第一梯队。市场机制方面，依托电力现货市场释放清晰价格信号，指导算力企业适配新能源特性优化负荷，联动高比例独立储能保障消纳，支撑29家算力主体月均交易电量超6亿千瓦时，实现新能源与算力中心异地高效协同，算电协同成效明显。