2025年5月8日——今天，落基山研究所发布《2025电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势》报告。自2015年新一轮“电改”启动以来，落基山研究所一直致力于跟踪电力市场化改革进程，并从2023年起推出面向市场参与者的《电力市场化改革与电价体系洞察》年度报告系列，力图为发用电主体提供兼具深度和广度的阶段性洞察。在加快构建新型电力系统和建设全国统一电力市场体系的大背景下，报告旨在帮助市场参与者更好地把握快速变化的电力市场建设进程，助力新型电力系统的构建与低碳转型。

2025年，我国新一轮电力体制改革迎来十周年。以2015年3月发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）为起点，十年来，电力市场化进程稳步推进，电力生产与消费逐步由计划向市场转变，电力的商品属性得到进一步还原。2020年我国政府提出了“力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的“双碳”目标，并于2021年提出构建“新型电力系统”，电力市场建设步伐持续加快，各类电源、工商业用户和新型主体在电力市场中的参与度不断提升。到2030年，一个适应新型电力系统要求的全国统一电力市场体系将基本建成。加快建设全国统一电力市场体系、发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用，成为政策与市场的主要方向。

回顾过去一年，电力现货市场、容量电价、机制电价等方面的政策和实践取得重要进展，进一步推动搭建面向新型电力系统构建和高比例可再生能源接入的市场体制和价格体系。电力现货市场初步成熟，覆盖地域全面拓展，山西、广东、山东、甘肃、蒙西五个省级现货市场转入正式运行，现货市场在价格发现中的作用进一步增强；煤电容量电价全面实施，重构了煤电经营主体的收入结构，为煤电角色进一步转型奠定机制基础；新能源机制电价推出，新能源上网电价由以往的“保障性收购+部分入市”模式转变为“全面入市+场外保障”模式，推动新能源高质量发展。此次发布的《2025电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势》报告在2024年及2023年报告的基础上，结合2024年4月以来电力价格机制政策变化和电力市场运行态势，总结提炼出电力市场参与者现阶段最需要关注的十大发展趋势。

《2025电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势》报告

电能量市场

01. 现货市场建设在全国大范围推开，煤价低位运行、新能源占比提高、供需宽松等多因素决定现货价格走势

自2023年底以来，电力现货市场建设进一步加速，目前已在全国29个省级电网区域开展试运行或正式运行，预计将在年底前实现省级现货市场基本全覆盖。价格方面，考虑到动力煤价格持续下行、新能源占比不断提高及更大比例入市交易、电力供需相对宽松等因素，2025年现货价格普遍将持续承压。图表1.3体现了新能源自身在现货市场中的侵蚀效应。机制衔接方面，省级分时电价峰谷时段调整紧密联动现货价格曲线。

02. 批发侧买方主体可更加灵活地配置不同中长期交易品种的签约比例，动力煤价格、现货价格走势与中长期价格走势高度相关

中长期交易电量占比持续维持高位，燃料价格仍是中长期交易定价的重要依据。中长期交易由电量交易向分时段电力交易转变的趋势显著，现货交易形成的分时价格波动形态对中长期分时段交易的传导作用增强。批发侧买方主体年度交易的签约比例下限降低（图表2.1），不同交易品种签约情况将取决于发用两侧主体的博弈结果。

按交易主体—电源侧

03. 煤电容量电价重构电源收入结构，新一轮价格调整将为火电利用小时数留出更多下浮空间

2024年是煤电容量电价实施的第一年，煤电容量电价机制在发电侧重构了煤电机组在能源转型进程中的收益模式，使燃煤发电机组的主要收益模式由单一电量收入形式转变为“电量+容量”的两部制收入形式（图表3.1）。2026年起，容量电价水平预计将在当前基础上迎来第一轮上调，对于煤电经营主体而言，容量电价回收固定成本比例调整后，容量收入及其占比将进一步提高，可为煤电利用小时数进一步下调提供支撑，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。

04. 新能源上网电量全面进入市场，场外机制电价发挥重要过渡作用，新业态蓄势待发

2025年2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》（发改价格〔2025〕136号），推动新能源上网电价由以往的“保障性收购+部分入市”模式转变为“全面入市+场外保障”模式。此政策的地方方案设计与执行将是年内关注重点，各省在电量规模、竞价方式、户用分布式处理办法、不可交易绿证划转方式等方面会有较多本地化设计。

本政策也将进一步促进新能源与储能互动，在用户侧，分布式光伏全面进入市场后部分时段上网价格能显著下降，将有效促进工商业光储互动、实现工商业储能日内多次充放、推动工商业储能投资。在电源侧，短期内现货价格不足以为新增场内储能提供普遍支撑，但从战略部署和行业领先者的角度，源侧配储仍然存在相当的乐观因素。

05. 分布式光伏回归就近就地开发利用的本质要求，未来收益不确定性上升

2024年分布式光伏项目开发集中在沿海负荷大省，受多地电网承载力不足影响，户用光伏新增装机容量下降明显。《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）强调了就近就地消纳利用的原则，将分布式光伏划分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业这四种类型，并针对不同类型提出了针对性的管理办法。136号文出台后，分布式光伏入市进程加快，市场收益不确定性攀升。短期内分布式光伏仍将以价格接受者的方式参与市场为主，但长期聚合交易将成为重要发展方向。

按交易主体—新型主体

06. 参与电能量市场套利是独立储能最主要收益来源，调频和容量收益受政策和市场规则变动影响较大

独立储能成为我国新型储能装机的主力，随着各地市场规则的进一步细化和完善，新型储能的商业模式愈发清晰，部分省份已经可以实现“电能量+辅助服务+容量机制”的组合收益模式，参与市场收益逐步呈现出多元化格局。综合各方面收益来源分析，现货电能量市场峰谷套利仍是独立储能的核心收益来源；辅助服务市场不会为独立储能带来超额收益；容量补偿将与电能量市场形成更紧密的链接；136号文出台后，容量租赁模式将淡出视野。

07. 虚拟电厂建设仍处于示范阶段，通过聚合用户侧可调节资源、参与现货电能量市场、优化用能成本或为近期商业化的破局方向

随着新型电力系统构建和电力市场建设的加快推进，虚拟电厂逐渐被视为重要需求侧可调节资源以满足电力平衡。近期发布的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）明确，虚拟电厂“可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场”。目前虚拟电厂平台多以省级电网为单位建设，深圳、上海、冀北、山西等地虚拟电厂发展较快，参与其中的百余家虚拟电厂运营商产业背景多样、民营力量活跃，但运营商的收益层面仍需进一步建立常态化机制。结合国内电力市场近期发展趋势，虚拟电厂运营商参与现货电能量市场或为目前率先破局的方向。

 

按交易主体—用户侧

08. 零售市场价格机制与批发市场衔接更加紧密，市场竞争烈度仍在提升过程中

各地积极推进零售套餐设计优化工作，重点强化批发市场价格信号向零售用户的有效传导，包括普及包含分时价格的套餐，以及鼓励与批发市场价格联动的套餐。在此情况下，终端用户用电成本与其具体用电行为关联度提高，用户可以通过调整用电曲线降低用电成本。此外，“发售一体”带来的市场竞争不足的问题开始得到关注，国家和部分地区针对这一问题提出了相应要求和落实措施，用以保障整个售电市场的有效竞争格局的形成。

09. 绿电与绿证交易制度体系加速完善，交易规模将受参与机制的电量比例、对应绿证的归属及使用情况影响

2024年，绿电交易体系不断健全和完善，已基本实现全国层面的规范化统一，并在此基础上对市场主体长期关注的多年期交易、分布式项目参与绿电交易、用户与发电企业直接交易等进行了更细化的指导。绿证制度体系框架基本建成，绿证与CCER、I-REC的潜在重复性彻底消除，应用场景得以拓展。

136号文的出台将可能调整绿电、绿证市场供需关系，市场交易规模将取决于参与新能源可持续发展价格结算机制的电量比例以及各省对机制的具体执行要求。短期内，单独交易的绿证价格及绿电的环境价值将继续保持低位；从中长期看，可交易绿证价格将主要受机制电价与可再生能源电力消纳责任权重的共同影响。绿电零售套餐将主要以单独约定环境价值为发展趋势。

10.多省开始实行居民个人桩分时电价，目前以自愿参与为主，时段和价格主要参考居民生活分时电价

自《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》（发改能源〔2023〕1721号）发布以来，截至2024年末，已有22个省（市）实施了针对居民个人桩的分时电价措施，旨在通过价格信号引导居民用户充电行为、挖掘居民充电负荷灵活性。扩大覆盖省份、提高用户参与度、提升时间精度、增强时段调整灵活性是居民个人桩分时电价措施和政策的主要方向。

落基山研究所常务董事兼北京代表处首席代表李婷表示：“电力市场是全国统一大市场的重要组成部分，也是支撑新型电力系统构建和推动能源转型的重要工具。要释放电力市场的核心效能，既需科学的市场机制设计，更需着力提升各经营主体的市场参与能力，促进其深度融入市场交易与低碳转型进程。落基山研究所希望通过持续更新《电力市场化改革与电价体系洞察》这一年度报告系列，帮助市场参与者追踪电力市场建设动态、理解电力市场建设进程，加速培育经营主体参与电力市场交易的能力，为建设全国统一电力市场体系和构建新型电力系统提供持续动能。”