自2016年以来，中能传媒研究院按年度组织编写《能源发展回顾与展望》，连续9年全面、系统记录能源行业发展形势。2024年《能源发展回顾与展望》更名为《中国能源大事年鉴》，以年度大事要事形式展现我国能源发展情况。

近日，《2025中国能源大事年鉴》已正式发布。本公众号将陆续推出精华内容，敬请关注。

2025年是很不平凡的一年。我国经济顶压前行、向新向优发展，现代化产业体系建设持续推进，改革开放迈出新步伐，重点领域风险化解取得积极进展，民生保障更加有力。

一年来，全国能源系统高标准践行能源安全新战略，能源工作取得新进展新成效，有力支撑保障经济社会发展。能源安全保障有力有效，保供成效是“十四五”以来最好的一年；能源绿色低碳转型步伐加快，非化石能源消费比重将超额完成20%的目标任务；科技创新水平持续提升，能源领域新质生产力加快培育；全国统一电力市场初步建成，能源改革和监管取得众多标志性成果；能源国际合作迈向更高水平。

党的二十届四中全会作出建设能源强国的战略部署，提出初步建成新型能源体系的规划目标，中央经济工作会议强调要制定能源强国建设规划纲要。站在新的历史起点，能源行业将准确把握能源安全供应、能源领域降碳、能源科技创新、能源制度体系变革等方面的新挑战新任务新要求，锚定2030年初步建成新型能源体系、推进能源强国建设的目标任务，万众一心、砥砺前行，确保“十五五”开好局、起好步，为中国式现代化建设提供坚强能源支撑。

第六篇  全国统一电力市场体系初步建成

来源：中能传媒研究院  本篇作者  王雪辰

一、多层次多品类多功能电力市场体系持续健全

2025年4月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，要求进一步明确现货市场建设要求、进一步扩大经营主体范围、统筹做好各类市场机制衔接、提升电力现货市场运营保障能力，并明确2025年电力现货市场建设的时间表。

9月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》促进市场建设纵深推进，并在现货市场交易机制、中长期市场交易机制、辅助服务市场体系、容量补偿机制、零售市场、市场干预与处置机制、市场运营能力、市场秩序监管八方面明确提出了具体要求。

目前，我国电力市场交易品种已涵盖中长期、现货、辅助服务和绿证绿电，其中，省间、省内中长期交易常态开市，分别占比24%、76%；省间现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个现货市场转入正式运行。福建、安徽、河北南网、辽宁、陕西、蒙东、黑龙江、江苏、吉林、江西、河南、宁夏、新疆、湖南、上海、青海、四川、重庆等18个省级现货市场和南方区域电力市场开展连续结算试运行，完成省级现货市场基本全覆盖的目标任务；辅助服务市场和绿证绿电市场实现全覆盖。长三角区域建立电力互济交易机制，健全协同机制，丰富互济交易品种，推进市场常态化运营。零售市场快速发展，零售交易电量在市场化交易电量中的占比不断提高。市场化交易电量持续增长，占全社会用电量比重稳步提升。截至2025年11月，全国累计完成电力市场交易电量60300亿千瓦时，同比增长7.6%，占全社会用电量比重63.7%，同比提高1.3个百分点。从交易品种看，中长期交易电量57687亿千瓦时；现货交易电量2613亿千瓦时。绿电交易电量2967亿千瓦时，同比增长41.3%。从交易范围看，省内交易电量45830亿千瓦时，同比增长6.3%；跨省跨区交易电量14470亿千瓦时，同比增长12.1%。

二、全国范围电力资源优化配置效率提升

2025年7月，国家发展改革委、国家能源局正式批复《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，用跨电网交易机制打破电网间市场分割，促进电力市场互联互通，提升网间通道利用效率，强化各层次市场的衔接协同。国网、南网间通道实现“硬联通”和“软联通”，打通全国统一电力市场的“最后一公里”。

10月，北京电力交易中心正式印发修订后的《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》和《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，修订后新增9条、修订19条，是针对全国统一电力市场建设新形势的一次重要调整，不仅鼓励市场走向长期化、稳定化，也客观上对电力用户群体提出“筛选”条件。

电力跨区域流动凸显电力市场优化资源配置的作用。2025年迎峰度夏期间闽粤联网满功率送电，电量同比增长85%；极端高温时段省间现货市场支援川渝等20余个省份电力保供。10月13日，国家电网与南方电网首次以现货交易形式实现跨区电力调配，南方电网180万千瓦清洁电力通过闽粤联网驰援长三角地区，总交易电量达4230万千瓦时。成功开展桂滇送上海、三北送广东等多笔跨电网绿电交易，累计成交电量1.3亿千瓦时。区域内省间余缺互济力度持续加大。南方电网“西电东送”2025年全年送电量达2616亿千瓦时，创历史新高。“西电东送”通道累计输送跨经营区电力互济电量超64亿千瓦时，下半年通过现货市场增送电量达251亿千瓦时。长三角区域中长期市场按日连续运营，2025年互济电量已累计达成1808亿千瓦时，提前完成年度目标，比2024年全年增长8.26%。

三、主要由市场决定电力价格的机制不断完善

2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》，明确新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价由市场形成，配套建立新能源可持续发展价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策。根据各省公布的项目名单，24省共完成1727.9亿千瓦时机制电量的分配。包括光伏项目712.6亿千瓦时，风电项目1015.4亿千瓦时。其中，2025年的项目机制电量占比32%，2026年的项目机制电量占比68%。

11月，国家发展改革委修订了《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法》《区域电网输电价格定价办法》和《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》四个办法。在保持政策框架和主要方法总体稳定的基础上，围绕适应新型电力系统建设的新形势、新变化、新要求，聚焦省内消纳与跨省跨区输送两个维度，充分释放出促进新能源消纳利用的清晰信号。

容量电价机制方面，8月印发的《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》提出，推动完善新型储能等调节资源容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制。10月印发的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》提出创新促进新能源消纳的价格机制，并明确健全完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源容量电价机制。

我国持续推动上网电价、容量价格市场化改革。目前，80%上网电价、用户电价已主要由市场形成，初步建立起“能涨能跌”的市场化电价机制。燃煤发电电量已经全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。新能源上网电价市场化改革后，新能源上网电量进入电力市场、上网电价均由市场形成，电力市场化交易进一步扩围。目前，在全国层面明确了执行煤电、抽水蓄能容量电价政策，部分省份执行了气电容量电价，内蒙古、新疆、甘肃、山东、宁夏、湖北等9省（区）出台了电网侧新型储能或独立储能容量补偿政策。

四、多元主体有序参与的市场格局基本形成

独立规范运行的交易机构体系基本建立。目前，我国已建立两个区域交易机构和33个省级交易机构。各交易机构均已成立市场管理委员会，电力交易平台建设持续深化。长三角电力市场组织成立长三角电力市场管理委员会，建立市场联席会议、常态会商、双周通报等工作机制。

电力市场活跃程度进一步提高。截至6月底，全国电力市场经营主体数量97.3万家，同比增长23.8%。燃煤机组全部进入市场，新能源将全面参与市场，部分燃气、核电和水电参与市场；全部工商业用户均已进入市场。我国售电公司已达到4000余家，超60万家零售用户通过零售市场购电。

新型主体蓬勃发展。根据2024年发布的《电力市场注册基本规则》《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》等政策文件，新型经营主体与其他经营主体享有平等的市场地位，独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体蓬勃发展。3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，这是国家层面首个虚拟电厂专项政策文件。6月，广东电力交易中心发布《广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则（试行）》《广东虚拟电厂运营管理实施细则（试行）》两个文件，虚拟电厂参与电能量市场交易机制在广东正式落地。8月，广东市工业和信息化局发布《广州市虚拟电厂高质量发展实施方案》，提出加快构建虚拟电厂运营管理体系，进一步提升负荷侧可调资源的聚合及响应能力，并明确虚拟电厂发展时间表。从广东省首批虚拟电厂运营商名单来看，既有发电集团下属企业，也有数字科技企业，主体呈现出多元化特点。

五、统一的电力市场基础规则体系构建完成

2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场计量结算基本规则》，全国统一电力市场基础规则体系至此建设完成。

《电力辅助服务市场基本规则》不仅对电力辅助服务的概念及范畴进行了精准界定，而且明确通过市场的方式进行调节资源的优化配置，设置拓宽市场主体范围、细化市场设立指导、完善补偿分摊机制、深化市场衔接融合、规范市场计量与结算、强化风险防控机制等六个支柱。《电力辅助服务市场基本规则》的发布标志着我国电力辅助服务市场建设步入崭新阶段。

《电力市场计量结算基本规则》是我国首部全面规范电力市场计量结算的基础规则，具有统一计量数据采集、传输、校验、校核流程标准，统一结算周期及时限要求，统一电费收付流程、全主体覆盖适应新型电力系统、首次规范异议和争议处置流程六个突出亮点，为全国统一电力市场高质量发展提供有力支撑。其出台填补了电力市场基础规则体系最后一块空白，标志着以《电力市场运行基本规则》为基础，中长期、现货、辅助服务交易规则为主干，市场注册、计量结算、信息披露规则为支撑，涵盖电力市场各品种各环节的“1+6”基础规则体系已形成，其中原《电力中长期交易基本规则》修订形成《电力中长期市场基本规则》，为2025年初步建成全国统一电力市场奠定坚实制度基础。

六、市场机制促进清洁能源消纳作用不断增强

新能源生产和消费融合发展模式不断探索创新。5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，为用电负荷灵活就近就地消纳新能源提供了路径，在提升局部系统灵活调节和新能源消纳能力的同时更好满足企业绿色用能需求。

绿电绿证交易机制持续健全。3月，国家发展改革委等部门印发《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，明确到2027年，绿证市场交易制度基本完善，强制消费与自愿消费相结合的绿色电力消费机制更加健全，绿色电力消费核算、认证、标识等制度基本建立，绿证与其他机制衔接更加顺畅，绿证市场潜力加快释放，绿证国际应用稳步推进，实现全国范围内绿证畅通流动。在激发绿证消费需求方面，7月，国家发展改革委、国家能源局于印发《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，明确绿证强制消费要求，在电解铝行业基础上，2025年增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例。2025年，钢铁、水泥、多晶硅行业要求绿电消费比例为25.2%～70%之间，数据中心绿电消费比例均为80%。绿证的应用范围进一步拓展。在优化绿证交易机制方面，在集中式可再生能源发电项目绿证核发基础上，开展分布式项目绿证核发。7月23日，国家能源局按照先行先试、分步实施原则，印发了《浙江、河南、广东省分布式可再生能源发电项目绿证核发工作方案》，明确了统筹推进项目建档立卡，加强计量装置管理6方面的重点任务。

中国绿证标准在国际化道路上取得重要突破。国际绿色电力消费领域最具影响力的可再生能源倡议RE100对中国绿证使用无条件全面认可，推动各方的绿证需求快速增长。2025年以来绿证市场呈现量价齐升的良好态势，2025年1—10月，全国交易绿证5.96亿个，其中绿色电力交易绿证2.02亿个。绿电交易方面，1—11月，绿电交易电量2967亿千瓦时，同比增长41.3%。绿证价格稳步回升，2025年绿证上半年均价5元/个，6月份均价达到6.5元/个，较2025年最低价增长4.4倍。