2025年，是我国电力体制改革的第10年。
10年来，我国构建起了崭新的电力市场格局，电力生产组织方式逐步由计划向市场转变，初步建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系，“能涨能跌”的市场化电价机制已经形成，中长期交易实现常态化开市，电力现货市场建设实现“从无到有”的突破，市场化交易电量占全社会用电量升至63%，绿电绿证交易成效显著。
2025年，我国电力市场将完成从“增量改革”向“系统重构”的跨越，电力市场迈入3.0时代，新能源、储能、虚拟电厂等新兴主体成为增长引擎。多层次统一电力市场体系初步构建，电力现货市场进入成熟运行阶段，新能源全面入市，煤电加速向“灵活性调节电源”转型，储能市场化发展新阶段已来，电力供需紧平衡态势延续，电力市场交易规模进一步扩大，电网公平开放专项监管时代来临，绿电/绿证交易规模进一步扩大，配电网向“有源双向”智能系统转型……
一、多层次统一电力市场体系初步构建
根据2024年10月发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》显示，我国将分“三步走”推动统一电力市场建设。到2025年，将初步建成全国统一电力市场，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。
全国统一电力市场的基本特征为：统一开放，竞争有序，安全高效，清洁低碳，治理完善。
二、电力现货市场进入成熟运行阶段
3月13日国家发展改革委在《关于2024年国民经济和社会发展计划执行情况与2025年国民经济和社会发展计划草案的报告》中明确，要推动电力现货市场全面加快建设。
2025年，我国省级现货市场将实现全覆盖，主要表现在于更多成熟运行的现货市场转入正式运行。
2025年2月25日，蒙西电力现货市场宣布转入正式运行，成为我国第5个转入正式运行的电力现货市场。截至目前，山西、广东、山东、甘肃、蒙西和省间电力现货市场陆续转入正式运行，安徽、浙江、陕西、河北南网、辽宁等地持续开展连续结算试运行，南方区域电力市场开展多轮结算试运行，长三角区域市场建立电力互济交易机制。各地区积极探索实践，电力现货市场建设正从试点逐步走向全国。可以预见，现货交易品种日趋丰富、交易频次日渐增多，火电/新能源企业、售电公司与大用户面临的交易挑战越来越大。
三、新能源全面入市：市场化定价时代到来
2025年2月9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，以下简称“136号文”)公布于众，“136号文”明确提出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
这意味着新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。“136号文”是继2021年深化燃煤上网电价市场化改革之后，新能源电价市场化改革迈出的重要一步。新能源的全面入市，意味着风电、光伏通过电力市场交易实现灵活定价，倒逼企业提升交易能力，促进可再生能源与火电、储能的协同优化。
四、煤电加速向“灵活性调节电源”转型
在以新能源为主体的新型电力系统构建背景下，火电在电力系统中角色正在重构。
我国煤电容量电价机制自2024年1月1日起施行，对煤电实行两部制电价政策，至此，政策实施已一年有余。煤电容量电价机制的建立，有利于推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型，标志着新型电力系统中体现电力多元价值的价格体系正在逐渐建立。
五、“强制配储”落幕：储能市场化发展新阶段已来
今年年初，随着“强制配储”的落幕，新型储能也迎来了新变局。
2025年2月，“136号文”宣布取消将储能配置作为新建新能源项目核准、并网及上网的前置条件。这一政策调整不仅终结了实施近十年的“强制配储”时代，更标志着中国储能产业正式迈入市场化驱动的新阶段。
新能源发电具有随机性、波动性，在新能源全面入市的背景下，储能系统仍是平抑新能源并网波动的有效手段，当新能源与储能从“政策联姻”转向“自由恋爱”，一个更健康、更可持续的能源变革新时代正悄然开启。
六、电力供需紧平衡态势延续
预计2025年供需紧平衡态势延续。全年全国全社会用电量同比增长6%左右，全社会用电量规模将突破10万亿千瓦时。迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。
中电联预测，2025年迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。从供应方面看，2025年，全国新增电源装机仍然保持快速增长，预计常规电源增量与用电负荷增量基本相当，部分特高压直流工程投产，资源配置能力进一步增强;新能源发电装机占比持续提升，风、光资源及来水的不确定性增加了局部地区部分时段电力生产供应的风险。从需求方面看，2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长，将为我国电力需求增长提供稳定支撑。预计2025年迎峰度夏期间，华东、西南、华中、南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平衡，通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施，电力供需偏紧局势可得到缓解。迎峰度冬期间，随着常规电源的进一步投产，电力供需形势改善。
七、电力市场交易规模进一步扩大
2025年，受新能源全面入市政策影响，电力市场交易规模将进一步扩大。
近年来，我国电力市场交易规模持续扩大，根据中电联的数据显示，2024年全国市场交易电量61795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%。
新一轮电力体制改革进行的十年来，全国市场化交易电量已由2016年的1.1万亿千瓦时，增长至2024年的6.17万亿千瓦时，十年间增加5.6倍，占全社会用电量的比重由17%提升至62.7%，十年间增长3.7倍。进入2025年，新能源全面入市参与电力交易，多元主体参与到中长期交易和现货交易，同时随着省间交易通道的打通，将带来电力市场交易规模的扩大，预测2025年，全国市场化交易电量增幅继续保持9%，交易总量将达到6.7万亿千瓦时以上。占全社会用电量的比重保持稳中有升，同比增长1.3个百分点，达到64%。
八、电网公平开放专项监管时代来临
2025年，电网公平开放迎来专项监管。3月25日，国家能源局发布关于开展电网公平开放专项监管工作的通知。文件明确加强能源行业自然垄断环节监管，开展电网公平开放专项监管。
监管通过自查——现场核查——整改——总结四阶段形成闭环。明确将电网公平开放作为“加快构建新型电力系统、支撑新型能源体系建设”的重要基础性工作，直指接网工程回购拖延、流程不透明、技术歧视等“卡脖子”问题。通过强化自然垄断环节监管，为新能源、储能、增量配电网等主体扫清接入障碍，不仅直击电网垄断领域的潜在壁垒，更以政策革新释放出对新能源产业向高质效转型的强力驱动信号。
九、绿电/绿证交易规模进一步扩大
2025年，中国绿电与绿证交易市场迎来爆发式增长。
2025年绿电/绿证市场将呈现三大趋势：
交易规模持续跃升：预计全国绿证核发累计量有望突破100亿个，绿证交易量将突破10亿个，绿电交易规模超5000亿千瓦时。
市场主体多元化：更多类型主体深度参与，绿证流通延伸至更多领域。
国际影响力提升：中国绿证有望成为全球碳关税互认的重要凭证。
十、配电网向“有源双向”智能系统转型
在2024年印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》中，明确配电网高质量发展目标：“到2025年，供电能力合理充裕，具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力”。这意味着2025年配电网承载能力大幅跃升。
意见明确，推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变。主要表现在网架结构、电网承载力、兼容性、数字化与灵活性方面：
网架结构：到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕;
电网承载力：配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力，实现“源网荷储”动态平衡;
兼容性：有源配电网与大电网兼容并蓄，配电网数字化转型全面推进，开放共享系统逐步形成，支撑多元创新发展;智慧调控运行体系加快升级，在具备条件地区推广车网协调互动和构网型新能源、构网型储能等新技术。
数字化与灵活性：AI驱动的智能调度系统广泛应用，微电网与虚拟电厂成为局部区域供电核心，减少对主干网依赖。
2025年，电网企业全面淘汰S7(含S8)型和运行年限超25年且能效达不到准入水平的配电变压器，全社会在运能效节能水平及以上变压器占比较2021年提高超过10个百分点。
以上内容节选自《2024年售电行业年度报告》
