分布式电源与新能源市场参与 - 推动分布式电源公平承担系统调节成本 [1] - 支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与电力市场 [1] 煤电机组运营优化 - 进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度 [1] - 煤电机组上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本 [1] - 鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量 [1] 多元化电源市场准入 - 在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场 [1] - 探索建立体现核电低碳价值的制度 [1]

政策核心内容 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》[1] 零售市场建设 - 打造规范有序、便捷高效的零售市场[1] - 畅通批发—零售价格传导，在保障终端用户合理权益的前提下，通过分时价格信号引导需求侧资源主动参与系统调节[1] - 制定零售市场交易规则，加强零售市场全过程监管、信息披露和风险控制，培育健康市场生态[1] 售电公司管理 - 加强售电公司规范管理，修订售电公司管理办法[1] - 引导售电公司向综合能源服务商转型升级[1]

政策目标与时间规划 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，系统谋划全国统一电力市场未来5—10年的目标任务 [1] - 到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右 [1] - 到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占比稳中有升 [1] 市场参与主体与交易机制 - 到2030年，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场 [1] - 到2030年，跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场化电价机制基本健全 [1] 市场体系远景与资源配置 - 到2035年，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用 [1] - 到2035年，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成 [1]

文章核心观点 - 国务院办公厅发布《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，旨在深化电力体制改革，目标是到2030年基本建成全国统一电力市场体系，届时市场化交易电量将占全社会用电量的70%左右，并最终在2035年全面建成该体系，实现电力资源在全国范围内的优化配置和高效利用 [1][4][6] 推动电力资源在全国范围内优化配置 - 优化市场实现路径，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，逐步过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、由市场在全国范围内分解匹配的联合交易模式，并研究探索相邻省份自愿联合或融合组织交易 [7] - 完善跨省跨区电力交易制度，打通国家电网与南方电网经营区之间的市场化交易渠道，实现跨经营区常态化交易，并持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比 [8] - 一体化建设运营南方区域电力市场，完善长三角电力互济，探索区域内同步电网电力互济交易 [8] 健全电力市场的各项功能 - 全面建设现货市场，计划在2027年前基本实现正式运行，以发现实时价格、准确反映供需，并稳妥推动用户参与省间现货交易 [9] - 持续完善中长期市场，实现连续开市、不间断交易，覆盖年度、月度、月内等不同周期，并加强其与现货市场的有效衔接 [10] - 加快建设辅助服务市场，规范调频市场，加快建立备用市场，探索爬坡等新型辅助服务品种，并实现与现货市场联合出清 [10] - 完善绿色电力市场，扩大绿电消费规模，加快建立强制与自愿消费相结合的绿证消费制度，并研究将绿证纳入碳排放核算的可行路径 [11] - 建立容量市场，完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，支持有条件的地区探索通过报价竞争形成容量电价 [12] - 打造零售市场，畅通批发—零售价格传导，通过分时价格信号引导需求侧资源参与系统调节，并引导售电公司向综合能源服务商转型升级 [12] 促进各类经营主体平等广泛参与电力市场 - 推动发电侧经营主体全面参与市场，落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易，推动“沙戈荒”新能源基地整体参与市场，并推动煤电机组上网电量全部参与电力市场 [13] - 扩大用户侧参与范围，完善代理购电制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场，并加大电力需求侧资源开发利用力度 [13] - 有序推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体在确保安全前提下灵活参与电力市场 [14] 构建全国统一的电力市场制度体系 - 统一电力市场规则体系，健全以市场运行基本规则为基础、各类交易规则为支撑的基础规则体系，并建立规则定期修订制度 [15] - 健全电力市场治理体系，完善政府主管部门、监管机构、协调组织、运营机构各司其职的治理体系，强化多部门协同全流程监管，整治地方不当干预市场行为 [15] - 完善电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值，建立健全全国统一的电费结算政策和价格风险防控体系，并规范跨省跨区专项工程输电价格 [16] - 统一电力市场技术标准，统一关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目等，促进市场基础设施互联互通 [16] - 建立全国统一的电力市场信用制度，制定统一的信用信息目录和评价标准，推进信用信息统一归集共享 [16] 强化政策协同与加强组织领导 - 加强电力规划与电力市场的衔接协同，在制定规划时充分考虑电力供需平衡等因素，有效引导电源规划与电网规划协同发展 [17] - 加强应急处置与风险防控体系建设，建立市场应急处置制度，明确在突发事件或市场异常时对市场进行干预的适用情形和方式 [17] - 建立电力市场评价制度，制定量化指标和评价办法，鼓励第三方机构参与评价，发布各地市场建设运行情况以加强横向对比和纵向分析 [17] - 在党中央集中统一领导下，由国家发展改革委、国家能源局会同有关方面加强统筹协调，完善配套政策，推动各项措施落地见效 [18]

全国统一电力市场体系建设总体目标与时间表 - 到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与市场 [1][5] - 到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占比稳中有升，形成以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系 [1][5] - 市场建设目标包括跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面正式运行，市场基础规则、技术标准和市场化电价机制基本健全 [1][5] 推动电力资源全国优化配置的具体路径 - 优化市场实现路径，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，逐步过渡到经营主体一次性提出量价需求、全国范围内分解匹配的联合交易模式 [6] - 完善跨省跨区电力交易制度，打通国家电网与南方电网经营区之间的市场化交易渠道，尽快实现跨经营区常态化交易 [2][7] - 构建更充分合理的输电通道和主网架，持续增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比 [2][7] - 研究探索相邻省份自愿联合组织交易，推动电力交易平台互联互通，条件成熟时研究组建全国电力交易中心 [6][7] 健全多层次电力市场体系的功能建设 - 全面建设现货市场，发挥其发现实时价格、反映供需的作用，推动现货市场在2027年前基本实现正式运行 [8] - 持续完善中长期市场，实现连续开市、不间断交易，覆盖年度、月度、月内等周期，并加强其与现货市场的有效衔接 [9] - 加快建设辅助服务市场，规范调频市场，加快建立备用市场，并实现与现货市场联合出清 [9] - 完善绿色电力市场，扩大绿电消费规模，加快建立强制与自愿相结合的绿证消费制度，并研究将绿证纳入碳排放核算 [10] - 建立容量市场，完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制，条件成熟时探索通过报价竞争形成容量电价 [11] - 打造规范高效的零售市场，畅通批发-零售价格传导，引导需求侧资源参与系统调节，并加强售电公司规范管理 [11] 促进各类经营主体平等广泛参与市场 - 推动发电侧全面参与，落实新能源可持续发展价格机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易 [12] - 推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与市场，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与 [12] - 优化煤电机组运营模式，上网电量全部参与电力市场，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入市场 [13] - 扩大用户侧参与范围，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与市场 [13] - 有序推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场 [13] 构建全国统一的电力市场制度与治理体系 - 统一电力市场规则体系，健全以基本规则为基础、各类交易规则为支撑的基础规则体系，并建立定期修订制度 [14] - 健全电力市场治理体系，完善政府主管部门规划设计、监管机构独立监管、协调组织共商自律、运营机构服务监测的治理架构 [14] - 完善电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值，建立健全全国统一的电费结算政策和价格风险防控体系 [15] - 统一电力市场技术标准，统一关键技术框架、核心数据模型、信息披露科目及信息交互标准 [15] - 建立全国统一的电力市场信用制度，制定统一的信用信息目录、评价标准和应用措施清单 [15] 强化政策协同与保障措施 - 加强电力规划与电力市场的衔接协同，在制定规划时充分考虑电力供需平衡等因素，引导电源与电网规划协同发展 [16] - 加强应急处置与风险防控体系建设，建立市场应急处置制度，明确突发事件和异常情况下的交易组织、调整和结算方式 [16] - 建立电力市场评价制度，制定量化指标和评价办法，鼓励第三方独立机构参与评价，发布各地市场建设运行情况 [17]

政策核心目标 - 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，系统谋划了全国统一电力市场未来5—10年的目标任务 [1] - 目标到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右 [1] - 目标到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场化交易电量占比稳中有升 [1] 市场体系建设关键举措 - 到2030年，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场 [1] - 到2030年，实现跨省跨区和省内联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场化电价机制基本健全 [1] - 到2035年，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用 [1] 跨省跨区交易与清洁能源发展 - 将完善跨省跨区电力交易制度，促进国家电网与南方电网间跨电网常态化市场交易 [1] - 将增加跨省跨区输电规模和清洁能源输送占比 [1] 市场主体与电价机制 - 将推动更多民营企业参与电力市场 [1] - 将完善主要由供需关系决定的电价形成机制 [1] - 各地不得违法违规出台优惠电价政策 [1] 远期能源市场愿景 - 到2035年，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成 [1]

电力市场化交易规模与占比 - 2025年全国电力市场交易电量规模达6.64万亿千瓦时，同比增长7.4% [3] - 市场化交易电量占全社会用电量比重提升至64.0%，意味着每3度电中约有2度通过市场化交易完成 [3] 市场机制建设与主体参与 - 省级现货市场连续运行基本全覆盖，电力中长期市场持续运营，市场交易机制愈发灵活高效 [4] - 新能源全面参与市场，注册主体突破100万家，市场活跃度持续攀升 [4] - 工商业用户、分布式能源、新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等多元化主体加速入市 [8] 跨省跨区交易进展 - 2025年跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史新高，其增速高于全国市场交易电量平均水平4.2个百分点 [5] - 南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角及东北、西北、华中等区域省间电力互济交易机制不断完善 [5] - “三北”地区跨区外送通道在度夏高峰时段全部满送，省间现货市场支援了川渝等20余个省份的电力保供 [5] - 全国跨区通道最大实际送电能力达1.51亿千瓦，跨电网经营区交易电量为34亿千瓦时 [7] 绿电交易发展 - 2025年绿电交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模为2022年的18倍 [6] - 多年期绿电协议成交量达600亿千瓦时 [6] - 跨经营区常态化交易机制首次实现，例如“内蒙古绿电点亮大湾区”、“广西绿电送入长三角” [6] 市场功能与影响 - 电力市场成为跨地区资源优化的“配置器”、电力安全保供的“稳定器”、能源绿色转型的“助推器”和服务实体经济发展的“加速器” [7] - 价格信号发挥重要作用，现货市场“高峰高价、低谷低价”机制推动电源侧与负荷侧双向互动 [8] - 2025年迎峰度夏期间，山东、广东、安徽等地负荷连创新高，“高峰高价”信号激励发电企业加强设备运维，发电机组非停率和受阻率低至“双零” [8] - 通过分时段、分区域的价格信号，新能源在富余时段体现“绿色价值”，在高峰时段凸显“保供价值” [8] - 辅助服务市场完善，激励储能、虚拟电厂等灵活资源参与，2025年仅山东就有446万户工商业用户主动“削峰填谷”，转移高峰负荷225万千瓦，为午间新能源消纳腾出空间583万千瓦 [8] - 随着电力供需相对宽松、一次能源价格回落与市场交易机制优化，电价成本逐步降低并传导至用户侧 [8] 零售市场发展 - 截至2025年底，全国注册售电公司共5288家，为超过70万家电力用户提供购电服务 [10] - 零售交易电量占市场化交易电量比重达到六成，通过售电公司购电已成为中小用户市场化购电的主渠道 [10] - 2025年以来，多地依据《售电公司管理办法》清退长期未开展实际交易的“休眠”售电公司，以维护市场健康生态 [11] 市场监管与规范 - 2025年国家能源局开展了电力领域综合监管和电力市场秩序突出问题专项监管，公开通报了发电企业串通报价等多起违规案例 [14] - 2026年电力市场监管将升级，研究制定更完善的风险防控制度，出台电力市场异常行为监测与处置、信息披露等监管指引，统一监管尺度标准 [14] - 将继续开展电力领域综合监管，并将电力市场秩序监管作为重中之重，对影响公平竞争的行为及时纠偏 [14] - 将深化数字化、穿透式等监管方式创新应用，提升监管的预见性、精准性和有效性 [14]

文章核心观点 2025年中国能源行业在保障有力、绿色转型加速、行业有序发展方面成效显著，新型储能实现跨越式增长，电力市场化交易规模与绿电交易量创新高，新型能源体系建设基础持续夯实[4][5][8][9] 能源供应保障与生产 - 2025年是“十四五”以来能源保供成效最好的一年，原煤生产保持稳定，规上工业原煤产量同比增长1.2%[5] - 油、气产量双创历史新高，规上工业原油产量同比增长1.5%，规上工业天然气产量同比增长6.2%[5] - 电力供应平稳有序，一批特高压直流输电工程投产送电，电力系统互补互济水平持续提升[5] - 综合施策实现煤炭稳产稳供稳价，2025年底环渤海港口5500大卡动力煤现货价格达到690元/吨，较年度最低点上升75元/吨[5] 绿色低碳转型与新能源发展 - 全年风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦，累计装机规模突破18亿千瓦[5] - 可再生能源发电装机占比超过六成，可再生能源发电量达到约4.0万亿千瓦时，超过欧盟27国用电量之和[5] - 绿色电力交易电量迅猛增长，达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍[9] - 多年期绿电协议（PPA）成交电量达600亿千瓦时，跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电[9] 光伏行业与价格走势 - 深入推进光伏行业“内卷式”竞争综合整治，2025年底多晶硅价格达到53.86元/千克，较年度最低点提高52.0%[5] - 2025年底硅片价格达到1.329元/片，较年度最低点提高35.6%[5] 新型储能发展 - 2025年新型储能装机较2024年底增长84%，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[6] - 与“十三五”末相比，新型储能装机规模增长超40倍，实现跨越式发展[6] - 分地域看，华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%，西北地区占28.2%[6] - 华北、西北为新型储能主要增长区，新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦，分别占全国新增装机的35.2%、31.6%[6] - 从单站规模看，10万千瓦及以上项目装机占比达72%，较2024年底提高约10个百分点[7] - 4小时及以上新型储能电站项目装机占比达27.6%，较2024年底提高约12个百分点[7] - 2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时，较2024年提升近300小时，其中国家电网、南方电网经营区分别为1175小时、1294小时[7] 电力市场交易 - 2025年全国电力市场交易电量规模再创新高，累计完成交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%[8] - 市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0%，同比提高1.3个百分点[8] - 在交易中心注册的经营主体数量突破100万家[8] - 跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6%[8] - 南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角电力市场和东北、西北、华中等区域省间电力互济交易机制不断完善[8]

文章核心观点 - 2025年中国能源行业健康有序发展 能源供应保障能力有效提升 供需总体宽松 新型能源体系建设基础持续夯实 助力经济持续回升向好 [1] 能源安全保障 - 2025年是“十四五”以来能源保供成效最好的一年 原煤生产保持稳定 规上工业原煤产量同比增长1.2% [2] - 油、气产量双创历史新高 规上工业原油产量同比增长1.5% 规上工业天然气产量同比增长6.2% [2] - 电力供应平稳有序 一批特高压直流输电工程投产送电 电力系统互补互济水平持续提升 [2] 绿色低碳转型 - 风电光伏全年新增装机超过4.3亿千瓦 累计装机规模突破18亿千瓦 可再生能源发电装机占比超过六成 [2] - 可再生能源发电量达到约4.0万亿千瓦时 超过欧盟27国用电量之和 [2] - 绿色电力交易电量迅猛增长 达3285亿千瓦时 同比增长38.3% 规模达到2022年的18倍 [7] - 多年期绿电协议（PPA）成交电量达600亿千瓦时 跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电 [7] 行业有序发展 - 深入推进光伏行业“内卷式”竞争综合整治 2025年底多晶硅、硅片价格分别达到53.86元/千克、1.329元/片 较年度最低点分别提高52.0%、35.6% [2] - 综合施策实现煤炭稳产稳供稳价 引导现货价格运行在合理区间 2025年底环渤海港口5500大卡动力煤现货价格达到690元/吨 较年度最低点上升75元/吨 [2] 新型储能发展 - 2025年新型储能装机较2024年底增长84% 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 [3] - 分地域来看 华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5% 西北地区占28.2% 华东地区占14.4% 南方地区占13.1% 华中地区占11.1% 东北地区占0.7% [3] - 华北、西北为新型储能主要增长区 新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦 分别占全国新增装机的35.2%、31.6% [3] - 10万千瓦及以上项目装机占比达72% 较2024年底提高约10个百分点 4小时及以上新型储能电站项目装机占比达27.6% 较2024年底提高约12个百分点 [3] - 2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时 较2024年提升近300小时 国家电网、南方电网经营区新型储能等效利用小时数分别为1175小时、1294小时 [4] 电力市场交易 - 2025年全国电力市场交易电量规模再创新高 累计完成交易电量6.64万亿千瓦时 同比增长7.4% [5] - 市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0% 同比提高1.3个百分点 在交易中心注册的经营主体数量突破100万家 [7] - 跨省跨区交易电量不断增长 达1.59万亿千瓦时 创历史最高水平 同比增长11.6% 较全国市场交易电量平均增速高出4.2个百分点 [7]

全国统一电力市场建设与运行成效 - 2025年全国电力市场交易电量规模达6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，再创新高 [1] - 全国统一电力市场建设有效促进了电力资源优化配置，平衡了安全保供、绿色转型和价格稳定 [1] 市场化交易电量占比 - 2025年市场化交易电量占全社会用电量比重达64.0%，同比提高1.3个百分点 [1] - 相当于全社会用电量中每3千瓦时有2千瓦时通过市场化交易完成 [1] - 主要得益于省级现货市场连续运行基本全覆盖，以及电力中长期市场实现连续运营，市场交易机制愈发灵活高效 [1] 跨省跨区电力交易 - 2025年跨省跨区交易电量达1.59万亿千瓦时，创历史最高水平，同比增长11.6% [1] - 南方区域电力市场启动连续结算运行，长三角及东北、西北、华中等区域省间电力互济交易机制不断完善 [1] - “三北”地区跨区外送通道度夏高峰时段全部满送，省间现货市场支援了川渝等20余个省份的电力保供 [1] - 建立了跨电网经营区常态化电力交易机制与“网上电力商城”，保障全国统一电力市场体系高效运行 [2] - 迎峰度夏期间，南方区域首次送电支援上海、浙江、安徽；10月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 [2] - 全国跨区通道最大实际送电功率达1.51亿千瓦，跨电网经营区交易电量达34亿千瓦时 [2] 绿色电力交易 - 2025年绿色电力交易电量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，规模达到2022年的18倍 [2] - 多年期绿电协议成交电量达600亿千瓦时 [2] - 跨经营区常态化交易机制首次实现大湾区用户用上内蒙古绿电、长三角用户引入广西绿电 [2] - 新能源全面参与市场，在交易中心注册的经营主体数量突破100万家 [2] 资源优化配置与安全保供 - 西部清洁能源与北部火电资源精准对接东部沿海、南部负荷中心的用电需求，缓解了“窝电”与“缺电”矛盾 [2] - 例如2025年闽粤直流全时段实现满功率送电 [2] - 电力现货市场通过“高峰高价、低谷低价”的价格信号，形成电源侧与负荷侧双向互动、协同保障供应的新格局 [3] - 在山东、广东、安徽等地电力负荷创新高当日，现货市场的“高峰高价”激励发电机组加强运维，发电机组非停率和受阻率低至“双零” [3] 推动能源绿色转型 - 现货与中长期市场价格信号反映了不同时段、区域的电力供需关系，使新能源的环境价值与保供价值得到充分体现 [3] - 辅助服务市场进一步完善了调节资源的价值实现机制，激励调节资源积极参与系统调节 [3] 促进实体经济发展 - 随着电力供需相对宽松及一次能源价格下降，市场交易价格逐步降低并传导至用户侧 [3] - 工商业用户、分布式新能源、新型储能、虚拟电厂、电动汽车充电设施等多元化主体加速入市，共享改革发展红利 [3]