近日，由电力规划设计总院编制的《2025年度中国电力市场发展报告》对外发布，该报告对2025年度电力市场概览、进展成效、建设展望三个层面进行分析，详细汇总了中国电力供需、经营主体、交易量价、市场体系、绿电发展以及储能、绿电直连、算电协同等新型主体发展业态。

本文摘取部分数据，以供行业参考。

一、电力供应情况

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%。

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，占新增发电量的56.2%。

二、输电通道情况

跨省跨区送电能力稳步提升。2025年，随着陇东一山东王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、新能源全面人市，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

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。

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。

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0.234一0.346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。

五、电力市场进展情况

2025年4月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改[2025〕394号)，进一步明确了各地电力现货市场建设时间节点要求。各地加紧推进电力现货市场建设，立足各地电力系统特点，持续优化市场机制设计，积极探索现货市场试运行并推进转入正式运行。

正式运行现货市场再添新成员。2025年，蒙西、湖北、浙江电力现货市场相继转人正式运行。截至2025年底，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级电力现货市场和省间电力现货市场实现正式运行。

电力现货市场实现基本全覆盖。2025年11月，随着青海、重庆启动电力现货市场连续结算试运行，除西藏等不具备条件的地区外，全国共有29个省级电网覆盖的省(区、市)/地区实现连续现货交易。

2025年，锚定全国统一电力市场体系初步建成的阶段性目标，各地积极优化市场交易机制，持续加强市场间衔接，不断探索更加适应新型电力系统的市场体系。

1.电力中长期市场实现连续运行全覆盖

中长期市场持续发挥保供“压舱石”作用。2025年，全国各类电力中长期交易电量6.35万亿千瓦时，占市场化交易总量的95.7%。

中长期与现货交易衔接更加顺畅。2025年，适应电力现货市场连续结算试运行需要，各地不断缩短中长期交易周期，提高中长期交易组织频次。除西藏外，各地中长期市场均已实现按日连续运行、分时段交易和结算。

省间省内中长期市场加强协同。为适应中长期市场连续运行需要，各级电力交易机构不断完善省间市场和省内市场的协同工作机制，优化交易时序和组织流程，统一交易方式、合同管理和数据结构，全面提升中长期市场运营水平。

持续探索多元主体参与的现货交易机制。新能源、用户侧主体现货市场参与方式不断优化。截至2025年底，共有21个省(区、市)/地区已经实现新能源“报量报价”参与现货市场；继甘肃后，山东成为全国第二个用户侧主体“报量报价”参与现货市场的省份。

省内调峰市场全面实现与现货电能量市场融合。2025年，随着省级电力现货市场的全面覆盖，各地落实《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》(发改价格[2024]196号)和《电力辅助服务市场基本规则》(发改能源规[2025]411号)要求，推动实现调峰辅助服务市场与省内现货电能量市场融合，利用现货分时电价信号引导调节资源参与系统调峰。其间，国家发展改革委、国家能源局陆续批复30个地区电力辅助服务市场实施方案，指导各地做好电力辅助服务市场与现货市场的有效衔接。

辅助服务费用疏导方式不断完善。2025年，各地优化电力辅助服务费用结算机制，健全辅助服务费用分摊疏导方式，按照“谁受益、谁承担”的基本原则，有序推动辅助服务费用向用户侧经营主体合理疏导。

六、绿电发展情况

新能源开启全面入市新阶段。2025年1月27日，《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)印发，推动新能源上网电量全部参与电力市场，配套建立新能源可持续发展价格结算机制。政策与市场协同推动新能源发电与消纳，有力带动可再生能源电量占比提升。

集中式新能源报价行为持续完善。为落实新能源全面人市交易要求，推动构建符合新能源发电特性、分布格局、经营现状的市场报价方式，规范电力市场运行秩序，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知(试行)》(发改能源[2025]1476号)，明确同一集团、同一省份的集中式新能源企业，经申请、公示、备案后，允许集中报价，同时考虑市场交易风险，要求集中后总装机不。得超过省内最大燃煤电厂装机规模。

绿电交易规模再突破。2025年，全国各电力交易中心累计完成绿色电力交易电量3285亿千瓦时，同比增长40.6%，其中省内绿电交易电量2682亿千瓦时，占比81.7%;省间绿电交易电量603亿千瓦时，占比18.3%。其中，国家电网经营区绿色电力交易电量2138亿千瓦时，南方电网经营区绿色电力交易电量355亿千瓦时，蒙西电网经营区绿色电力交易电量792亿千瓦时。

新型经营主体市场参与方式持续优化。为适应新型电力系统建设要求，各地积极探索创新新型储能、虚拟电厂等各类新型经营主体参与市场方式，挖掘用户侧调节潜力。同时，运用市场机制为新业态发展探索稳定的商业模式。截至2025年底，虚拟电厂、独立储能等新型经营主体注册数量超400家。

绿电直连等新业态发展的政策体系加快成型。《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、贵州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。

蒙西算电协同实践：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。

七、2026年电力市场建设展望

2026年是“十五五”开局之年，站在全国统一电力市场体系由初步建成向基本建成迈进的新的历史起点上，电力市场建设仍将持续深化推进。围绕加快健全适应新型能源体系的市场和价格机制这一重点任务，积极落实《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》(国办发[2026]4号)有关要求，2026年电力市场建设将重点从以下方面发力。

一是全国一半以上省份电力现货市场正式运行。到2026年底，各电力现货市场将连续试运行超过1年，其中市场运行基本平稳、市场机制相对成熟的南方区域市场及安徽、陕西、福建、辽宁、河北南网等多个省级电力现货市场将按程序转入正式运行。

二是更多区域省间电力交易常态化运行。南方区域电力市场加强区域一体化探索，在与省间市场有机衔接的基础上，长三角、东北电力省间互济平稳开展，西北、华中等区域实现省间短期互济交易常态化运行。

三是零售市场秩序有序规范。批零价格传导联动和信息披露机制进一步健全，售电公司逐步从“价差套利”向“服务增值”转型，零售市场协同共治体系基本建立。

四是电力中长期交易质效提升。推动电力中长期合同高比例签约，完善签约履约激励约束机制，实现电力资源长期稳定配置，推动中长期市场精细化、标准化，提高交易频次和灵活性，健全完善中长期合同调整和转让机制，各地逐步取消固定分时电价政策，中长期市场价格由经营主体通过市场形成。

五是电力辅助服务市场加速推进。调频辅助服务市场实现基本全覆盖，爬坡、转动惯量交易品种创新探索，东北、南方等地启动区域备用辅助服务市场，更多省份向用户侧传导辅助服务费用，为电网安全稳定运行提供有力支撑。

六是电力市场监管持续深化。常态化开展电力市场异常行为监测与处置，进一步推动数字化监管应用实践，及时精准纠治扰乱市场秩序行为，持续规范市场经营主体信息披露行为，健全电力市场风险防控机制，坚持做好公共信用评价，融合信用手段推进电力市场监管，保障电力市场健康平稳运行。