截至2025年底，全国各电力交易机构注册经营主体数量达到109万家，同比增长33.6%。其中，新型经营主体486家。
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（136GW/351GWh），与“十三五”末相比增长超40倍。
虚拟电厂理论调节能力超1600万千瓦；全国共有84个绿电直连项目完成审批，新能源装机规模达3259万千瓦。
2025年，各地电力中长期交易均价在0.23～0.478元/kWh，较各地煤电基准价平均下降1.9%。2025年27个省（区、市）/地区长期交易均价同比下降。
省内现货价格总体低于中长期价格，日前交易均价在0.229～0.331元/kWh之间，实时交易均价在0.234～0.346元/kWh。
截止2025年底，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级电力现货市场和省间电力现货市场实现正式运行。
全国有29个省级电网覆盖的省（区、市）/地区实现连续现货交易。
截至2025年底，共有21个省(区、市)/地区已经实现新能源“报量报价”参与现货市场；甘肃、山东（2025年新增）实现用户侧主体“报量报价”参与现货市场。
2025年4条特高压直流工程投产送电，我国已累计建成投运24条特高压直流输电通道。
全国市场化交易电量占比连续四年超过60%。2025年，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%，同比提高1.3个百分点。
“十四五”市场化交易电量规模翻倍。五年间市场化交易电量年均增速16.0%，2025年全年市场化交易电量较“十三五”末增长109.7%。
图 2016—2025年全国市场化交易电量及占全社会用电量比重
截至2025年底，全国各电力交易机构注册经营主体数量达到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。
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（136GW/351GWh），与“十三五”末相比增长超40倍。
图：“十四五”期间新型储能装机规模情况
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。新能源就近消纳方式不断创新，全国共有84个绿电直连项目完成审批，新能源装机规模达3259万千瓦。
2025年，陇东—山东±800千伏特高压直流输电工程等4条特高压直流工程投产送电，我国已累计建成投运24条特高压直流输电通道。
各地区省间电力现货交易参与方式持续优化。分地区看，湖北、四川卖出电量最多，浙江买入电量最多。与2024年相比，部分地区优化省内市场与省间现货市场衔接机制，适应地区供需特点灵活参与省间现货交易，其中以江苏、山东等受端地区为代表，省间现货卖出电量显著增加，有效缓解了地区新能源消纳压力。
省内中长期交易均价普遍下降。2025年，各地电力中长期交易均价在0.230-0.478元/千瓦时之间，较各地煤电基准价平均下降1.9%，其中17个省(区、市)/地区高于当地煤电基准价。受新能源快速发展、一次能源价格变化等因素影响，与2024年相比，2025年27个省(区、市)/地区中长期交易均价呈下降趋势。
图 2025年各地中长期市场交易均价示意图
省内现货价格总体呈现低于中长期价格的态势。2025年，已正式运行的省级电力现货市场中，日前市场交易均价在0.229-0.331元/千瓦时之间，实时市场交易均价在0.234-0.346元/千瓦时之间。
图 2025年现货市场正式运行地区现货与中长期市场交易均价示意图
截至2025年底，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江7个省级电力现货市场和省间电力现货市场实现正式运行。
电力现货市场实现基本全覆盖。2025年11月，随着青海、重庆启动电力现货市场连续结算试运行，除西藏等不具备条件的地区外，全国共有29个省级电网覆盖的省（区、市）/地区实现连续现货交易。
新能源、用户侧主体现货市场参与方式不断优化。截至2025年底，共有21个省(区、市)/地区已经实现新能源“报量报价”参与现货市场；继甘肃后，山东成为全国第二个用户侧主体“报量报价”参与现货市场的省份。
报告原文如下：
责任编辑：筱海
审核：芯闻
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