2025 年，全国电力市场呈现 “分层分类、多元参与” 的格局。市场主体参与交易路径更趋清晰，现货市场、绿电交易等品种的规则体系不断完善。
电力用户作为市场需求端的核心主体，参与模式呈现 “梯度推进、分类管理” 的特征。
10 千伏及以上工商业用户构成直接参与市场的主力群体。其中，年用电量 500 万千瓦时及以上的用户（如广东、江苏等地政策明确）原则上需直接入市，这类用户可根据自身规模选择交易身份：
批发用户具备与发电企业直接签订中长期合同的资格，合同条款涵盖电量分拆、价格机制、偏差考核等核心要素，例如某制造企业可通过年度双边协商锁定 80% 的用电量，剩余部分参与月度集中竞价；
零售用户则通过售电公司的套餐产品入市，套餐类型包括固定电价（适合规避价格波动风险）、浮动电价（与现货价格挂钩，适合风险承受能力较强的用户）以及包含偏差豁免额度的灵活套餐（如允许 ±5% 的用电量偏差无需额外付费）。
暂不具备直接参与条件的工商业用户（如年用电量较小的小微企业），继续由电网企业提供代理购电服务。电网企业每月通过挂牌交易、集中竞价等方式完成代理电量采购，购电价格按 “成本加成” 原则构成，具体包括市场购电均价、输配电价（按电压等级执行政府定价）、政府性基金及附加（如可再生能源电价附加），且需在每月 5 日前通过官网公示价格构成明细。这种透明化机制有效保障了代理用户的知情权。
居民、农业用户仍处于市场交易体系之外。这类用户的用电量由电网企业通过保障性购电渠道获取，主要来源于未参与市场交易的水电、燃气发电等电量，电价严格执行政府定价。例如，居民生活用电保持 0.5-0.6 元 / 千瓦时的稳定区间，农业生产用电按 0.35 元 / 千瓦时（基准价）执行，完全不受市场价格波动影响，体现了电力作为公共产品的保障性属性。
发电企业：全电量入市为主，分布式电源路径多元
不同类型电源的交易路径根据技术特性实现差异化设计。
集中式发电企业已全面进入 “全电量市场化” 阶段。燃煤发电、核电、集中式风电等商业运营机组，需通过多层次市场完成电量销售：
年度交易中，双边协商是确定基础电量的主要方式，占比通常达 60%-80%，例如某燃煤电厂可与售电公司签订年度合同，约定全年 10 亿千瓦时电量的交易价格；剩余电量通过月度集中竞价、清洁能源消纳挂牌等方式补充，其中月度交易允许对年度合同进行 ±10% 以内的电量调整。
现货市场方面，成熟省份的发电企业需按日申报 96 个时段（每 15 分钟一个时段）的出力曲线和价格，参与日前（提前一天）、日内（当天滚动）、实时（事后修正）市场出清，例如某风电场需根据预测出力在日前市场申报各时段可发电量及最低接受价格。
燃气发电、部分水电等电源则保留一定的保障性职能。未直接参与市场交易的燃气发电、生物质发电等电量，优先用于保障居民、农业用电，这部分电量按政府核定的上网电价结算。
分布式电源的参与路径更趋多元：
工业园区的分布式光伏可与园内企业开展 “点对点” 交易，电价由双方协商（如某园区光伏项目与制造企业约定 0.45 元 / 千瓦时的直购价），余电按当地脱硫煤标杆电价上网；
分散式风电可通过虚拟电厂聚合后参与市场，聚合商需将多个分散电源的出力曲线整合为统一申报曲线，例如某聚合商整合 10 个分散式风电场，形成 5 万千瓦的可调出力参与月度竞价；
小型分布式电源（如户用光伏）可作为价格接受者，按现货市场出清价格结算，其发电量优先在台区内消纳，过剩电量通过配电网就地平衡。
售电公司作为连接发电侧与用户侧的关键纽带，运营规范更趋严格。
根据《售电公司管理办法》，需满足注册资本不低于 2 千万元、拥有专业技术人员等资质要求。注册生效后，需在年度交易前与零售用户签订足额零售合同，并按合同电量的一定比例提交履约保函（通常为 5%-10%），方可参与批发市场。交易中，可通过双边协商从发电企业购电，也可参与集中竞价获取低价电量，再以零售套餐形式销售给用户，通过购销差价盈利。部分地区（如浙江）建立售电公司信用评价体系，评价结果与交易权限挂钩。
新型经营主体的参与范围在 2025 年进一步扩大，其中新型储能企业的交易身份最具灵活性。
独立储能电站办理注册手续后，可灵活选择身份参与交易，但需满足核心调度响应能力要求，例如充放电响应时间不超过 5 分钟、连续充放电时长不低于 2 小时等。
作为发电企业时，按储能放电量参与现货市场和辅助服务市场，放电价格按现货出清价或辅助服务中标价结算；作为电力用户时，充电电量可参与需求侧响应，享受低谷电价，通过 “低谷充电、高峰放电” 套利。
各地补偿标准差异显著，如山西对独立储能实行容量电价机制，按 180 元 / 千瓦・年给予容量补偿，同时允许参与电能量市场和辅助服务市场获取收益；广东则以电能量市场交易为主，辅助服务市场按调频性能指标（如调节速率、精度）阶梯式计酬，最高调频补偿可达 0.5 元 / 千瓦时。
虚拟电厂运营商作为聚合型主体，2025 年在辅助服务市场的参与深度持续提升。可聚合用户侧负荷、分布式电源、储能等资源，参与调峰、调频等辅助服务市场，如浙江允许虚拟电厂申报可调节负荷量和价格，中标后按实际调节效果获取收益。
2025 年电力市场形成 “中长期交易为主体、现货市场为补充、辅助服务市场为支撑、绿电交易为特色” 的多层次品种体系，各品种规则设计兼顾效率与安全。
中长期交易作为电量保障的核心品种，按周期分为年度（多年）、月度、周及日交易。年度交易以双边协商为主（占比约 70%），交易时段为每年 10-12 月，双方需明确分月电量分解曲线（如夏季 7-8 月、冬季 12-1 月的电量上浮比例）；月度交易在每月 25 日前开展，采用集中竞价方式，按 “边际出清” 原则确定价格，例如某月度竞价中，最后一个成交的申报价格即为该月的市场出清价；周交易（每周五开展）和日交易（每日 12 点前截止）用于短期调整，采用滚动撮合模式，申报量需在日前现货市场申报前完成确认。
现货电能量交易呈现 “区域差异化推进” 特征：广东、山西、甘肃等成熟地区已实现全电量按现货价格结算，每日开展三阶段交易：日前市场确定次日 96 个时段的预出清价格，日内市场每 4 小时滚动修正，实时市场按实际运行数据最终结算。发电企业需按机组技术参数申报出力上下限（如燃煤机组最小出力为额定容量的 40%）和价格曲线（最高价不超过 1.5 元 / 千瓦时），用户侧申报用电需求及可接受价格，市场运营机构按 “节点边际成本” 出清，形成各变电站的节点价格。福建、四川等试运行地区采用 “模拟运行 + 中长期结算” 模式，现货价格仅作为偏差考核依据，实际结算仍以中长期合同为准，例如用户实际用电量与合同偏差部分，按现货价格的 1.2 倍（超用）或 0.8 倍（少用）结算。
绿色电力交易成为新能源消纳的重要渠道。参与交易的新能源企业需在全国绿电交易平台完成注册，明确每笔交易对应的发电机组、发电量及绿证信息（1 千瓦时绿电对应 1 个绿证）。省内新能源可自主选择交易类型：参与绿电交易时，价格通常比常规电力高 0.03-0.05 元 / 千瓦时（包含绿证价值），合同需注明绿证归属（用户可选择获取或由发电企业保留）；选择常规交易则不附带绿证，价格按普通中长期交易规则形成。用户购买的绿电量可计入企业可再生能源消费比例，数据实时同步至生态环境部碳交易系统，用于抵消部分碳排放配额。
辅助服务市场在调峰、调频等领域的机制不断创新。调峰市场中，虚拟电厂可聚合用户侧可中断负荷，在负荷高峰时段（如夏季午后）削减用电，按削减量获得 0.2-0.3 元 / 千瓦时的补偿；调频市场对响应速度要求更高（响应时间＜10 秒），按 “调节容量 + 调节效果” 付费，例如某储能电站的调频精度达到 90% 以上，可获得基础报酬的 1.5 倍奖励；备用市场主要由核电、燃气机组参与，按提供的备用容量（如某燃气机组预留 20% 出力作为备用）和实际调用次数结算，调用价格通常为现货价格的 1.5 倍。
电力市场的规则设计既强化了各主体的市场属性，又通过保障性机制守住民生底线。通过上述细化规则，各市场主体可根据自身特点选择合适的参与方式，在保障电力安全稳定供应的同时，提升市场配置资源的效率。
目前，我国已经有山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、省间电力现货市场转入正式运行。国家发展改革委、国家能源局在《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》明确，2025 年底前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、调节供需的关键作用，全国统一电力市场建设进入加速期。
随着更多市场主体参与到电力现货市场，亟需采取切实有效的策略与应对措施，面对复杂的电力现货市场交易数据和价格波动机制，科学的交易决策成为市场主体保证收益的关键。
2025 年 7 月 25 日-27 日，“2025 省级/省间电力现货交易实操训练营（总第二十六期）”在长沙举办。培训内容以电力市场知识为支撑，在进行电力现货市场规则解读的基础上，运用现货交易仿真模拟平台，带领新能源发电企业和相关市场主体对电力市场交易模式、报价操作、竞价策略等方面进行综合训练，在发售电企业模拟现货交易过程中，对从业人员给予指导讲解，用技术方法解决交易报价问题。
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