116【行业观察】2025电力市场“成绩单”:109万市场主体、6.64万亿交易电量、7个现货正式运行省份
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2025年全国统一电力市场体系已“初步建成”，109万家经营主体、6.64万亿市场化交易电量是核心底牌。
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现货市场“七省转正”与“29省全覆盖”的分水岭意义，以及各省入市路径的差异化选择。
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新能源全面入市政策落地，21个省“报量报价”、绿电交易3285亿千瓦时的信号意义。
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跨电网经营区常态化交易首年：34亿千瓦时电量虽小，但“制度破冰”的示范效应大于数字本身。
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1656号文、4号文等政策铺垫下，2026年“基本建成”全国统一电力市场的确定性路径。
2026年6月，国家能源局市场监管司指导、电力规划设计总院编制的《2025年度中国电力市场发展报告》正式发布。
这是一份“成绩单”，更是一份“路线图”。报告披露：2025年全国经营主体数量突破109万家，市场化交易电量6.64万亿千瓦时，占比64%；省间电力现货市场交易量386亿千瓦时；绿电交易3285亿千瓦时，同比增长40.6%；新型储能装机1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，虚拟电厂理论调节能力超1600万千瓦。
核心信号： 全国统一电力市场体系已“初步建成”。2026年是“十五五”开局之年，更是“基本建成”的关键窗口期。
2025年底，全国累计发电装机38.91亿千瓦，新增5.42亿千瓦，同比增长16.1%。全年发电量10.58万亿千瓦时，同比增长4.8%。
关键节点： 可再生能源装机占比超六成，可再生能源新增发电量已覆盖全社会用电增量。风光装机18.42亿千瓦，同比增长30.9%，装机占比47.3%，历史性超过火电。风光发电量2.3万亿千瓦时，同比增长25.8%，占总发电量22%。火电发电量十年来首次下降，同比下降0.7%。
全社会用电量首破10万亿千瓦时，达到10.37万亿千瓦时，同比增长5.0%。用电增量中，第三产业和城乡居民贡献达到50%，充换电服务业用电量增速48.8%，信息传输软件服务业增速17.0%。
2025年，陇东—山东、哈密—重庆、宁夏—湖南、金上—湖北4条特高压直流投产，累计建成投运24条特高压直流通道，“西电东送”输送能力达到3.4亿千瓦。这是全国统一电力市场的“物理底座”。
截至2025年底，注册经营主体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。与“十三五”末相比，经营主体数量翻两番。
新型主体加速壮大： 新型储能装机1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较“十三五”末增长超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。绿电直连项目84个，总规模3259万千瓦。
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%。跨省跨区交易电量1.59万亿千瓦时，同比增长11.6%，创历史新高。省间现货交易电量386亿千瓦时。
中长期交易均价普遍下降，27个省（区、市）同比下降。已正式运行的现货市场中，日前均价0.229-0.331元/千瓦时，实时均价0.234-0.346元/千瓦时。代理购电规模有序缩减，同比下降8.2%至1.69万亿千瓦时。
2025年7月，国家电网、南方电网跨经营区常态化交易机制获批，全年交易电量34亿千瓦时。虽总量不大，但“制度破冰”意义远超数字。7月南网送华东20亿千瓦时支援迎峰度夏，10月蒙西送海南约700万千瓦时，清洁能源跨越三千公里。
2025年6月28日，南方区域电力市场启动连续结算试运行，日前出清电量5888亿千瓦时，实时出清电量5905亿千瓦时。云南入汛提前21天，市场及时增加云南送广东水电，既缓解弃水压力又支援广东供电。9月超强台风“桦加沙”登陆，市场每15分钟滚动校核，保障了极端天气下电网安全。
2025年，蒙西、湖北、浙江先后转入正式运行，山西、广东、山东、甘肃正式运行省份增至7个。截至2025年底，除西藏等不具备条件的地区外，29个省级电网实现现货连续运行。
2025年11月，青海、重庆启动连续结算试运行，标志着现货市场“基本全覆盖”目标按期完成。
136号文推动新能源上网电量全部进入电力市场。截至2025年底，21个省（区、市）/地区已实现新能源“报量报价”参与现货市场。山东成为继甘肃后第二个用户侧“报量报价”的省份。
2025年12月，国家发改委、国家能源局修订印发《电力中长期市场基本规则》（1656号文），从“稳定性、灵活性、前瞻性”三个维度升级中长期市场顶层设计。鼓励多年期交易强化“压舱石”作用，推动按日连续交易提高灵活性，增加新型经营主体参与等前瞻性条款。
跨经营区常态化交易、区内省间灵活互济机制纳入规则，“一地注册、全国共享”制度基础进一步夯实。
东北区域省间中长期连续滚撮成交31亿千瓦时，省间互济成交8.88亿千瓦时，最大支援辽宁450万千瓦负荷。西北区域省间互济649亿千瓦时，同比增长64.0%，抽水蓄能、独立储能、“沙戈荒”大基地均纳入跨省交易。华中区域省间交易577.1亿千瓦时，同比增11.0%，通过省间日前日内交易减弃增发41.06亿千瓦时。
2025年，各地落实196号文和411号文，推动调峰辅助服务市场与现货融合，利用现货分时电价信号引导调节资源参与系统调峰。调频辅助服务多地运行，浙江采用联合出清方式，2025年累计出清1.02亿兆瓦，结算3.52亿元。山东率先开展爬坡辅助服务，2025年累计中标机组654台次，最大中标容量6030兆瓦。
南方区域调频市场取消储能接入电压等级和容量限制，允许储能分时段灵活选择参与调频或现货。
（八）绿电交易：3285亿千瓦时、多年期PPA常态化
2025年，全国绿电交易3285亿千瓦时，同比增长40.6%，其中省内2682亿千瓦时，省间603亿千瓦时。国网经营区2138亿千瓦时，南网355亿千瓦时，蒙西792亿千瓦时。北京电力交易中心推动多年期绿电PPA常态化开市，累计成交电量达700亿千瓦时。
浙江19家虚拟电厂聚合265家用户参与市场化电力响应，最大调节负荷29万千瓦，标志着虚拟电厂迈入常态化参与新阶段。乐清“绿电枢纽”聚合8514户分布式光伏、28座储能电站，最大聚合调节能力10万千瓦。安徽3家虚拟电厂和江苏18家发电聚合商聚合1868个分布式光伏项目参与跨省绿电交易，成交439万千瓦时。
（十）市场监管：数字化监管全覆盖+5起典型案例通报
2025年，国家能源局及各派出机构集中发现处置了一批违法违规行为，公开通报江西5家发电企业串通报价、山东4家发电企业串通报价、浙江某集团下属企业行使市场力等5起典型案例。
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现货市场“转正”加速：南方区域市场及安徽、陕西、福建、辽宁、河北南网等多个省级市场将按程序转入正式运行，全国一半以上省份现货市场正式运行。
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区域省间互济常态化：南方区域加强一体化探索，长三角、东北省间互济平稳开展，西北、华中等区域省间短期互济常态化。
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零售市场秩序规范：批零价格传导和信息披露机制进一步健全，售电公司从“价差套利”向“服务增值”转型。
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中长期交易质效提升：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。
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辅助服务市场加速：调频市场基本全覆盖，爬坡、转动惯量品种创新探索，更多省份向用户侧传导辅助服务费用。
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监管持续深化：常态化监测与处置，进一步推动数字化监管应用。
辅助服务、计量结算规则补齐后，“1+6”框架已完备。但各地执行细节差异、跨省交易流程衔接、信息披露标准化等“最后一公里”问题仍是2026年的攻坚重点。
（二）跨经营区交易电量34亿千瓦时，数字虽小但破冰意义大
2025年是跨经营区常态化交易首年，34亿千瓦时仅为起点。国网与南网、蒙西之间的通道容量远未被充分利用，2026年有望迎来指数级增长。
486家新型经营主体、虚拟电厂千万级调节能力，但多数仍在探索稳定盈利模式。容量补偿、辅助服务市场化定价、现货价差能否支撑独立储能和虚拟电厂的商业闭环，是2026年必须回答的问题。
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2025年是中国电力市场的“里程碑”之年：109万家主体、6.64万亿交易电量、7个省份现货正式运行、29省全覆盖、绿电交易突破3000亿千瓦时。但数字背后，还有更多需要回答的问题：跨经营区交易如何从34亿千瓦时走向更大规模？新型经营主体的盈利模式如何闭环？各地规则差异如何进一步收敛？
2026年是“十五五”开局之年，也是全国统一电力市场从“初步建成”迈向“基本建成”的关键窗口。报告给出的六条方向明确，但真正的挑战在于——如何在安全、经济、绿色三重目标下，让市场机制更精细、让主体参与更活跃、让监管治理更高效。
对于投资者，读懂这份“成绩单”，就读懂了未来五年中国电力市场的底层叙事。市场不再只是“发电—卖电”的简单逻辑，而是“电能量+调节能力+环境价值+容量保障”的多维博弈。
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