2026年1月，国家能源局发布2025年度电力市场交易数据，全年累计交易电量达66394亿千瓦时，同比增长7.4%，占全社会用电量比重首次突破六成，达到64%。这一数据标志着我国电力市场化改革进入新阶段。尤为值得注意的是，绿电交易量以38.3%的同比增速领跑各交易品种，跨省跨区交易机制实现关键突破。在构建新型电力系统的背景下，电力市场正从“计划主导向”转向“市场主导型”，为能源转型提供制度保障。
01 市场格局：交易规模突破与占比提升的双重意义
2025年全国电力市场交易规模达到66394亿千瓦时，较2024年增长7.4%，增速高于全社会用电量增幅。市场交易电量占全社会用电量比重提升至64%，同比提高1.3个百分点，表明电力资源配置方式发生根本性转变。
这一变化源于两方面推动：一方面，新能源装机规模持续扩大，2025年风电、光伏发电量占比已突破20%，需要通过市场机制实现高效消纳；另一方面，电价市场化改革深化，煤电价格浮动机制逐步完善，为市场交易提供价格信号支撑。从区域分布看，东部沿海省份仍是电力受入主力，而中西部能源基地外送需求持续增长，区域间供需差异成为市场活跃度提升的内在动力。
02 跨区突破：经营区壁垒打破与现货交易创新
跨省跨区交易电量达15921亿千瓦时，同比增长11.6%，增速显著高于省内交易。其中最具突破性的是跨电网经营区交易机制的建立——国家电网与南方电网之间首次实现常态化电力交易，全年交易量达34亿千瓦时。这一突破具有标志性意义：过去由于技术标准、调度规则差异，跨经营区交易长期停留在临时应急层面。2025年通过建立“网上电力商城”平台，实现了交易规则、结算标准的统一，为全国统一电力市场体系建设奠定基础。
迎峰度夏期间，南方区域首次向上海、浙江、安徽送电；10月，国家电网与南方电网首次以现货交易形式完成跨区电力调配。这两次实践验证了跨区应急互济能力，也体现出现货交易在精准调节方面的优势。尽管跨网交易绝对值尚小，但其示范效应远超数量意义。
03 绿电崛起：交易机制完善与消费需求释放
绿电交易量达3285亿千瓦时，同比增长38.3%，成为增长最快的交易品种。这一高速增长背后是政策与市场的双轮驱动：从供给端看，2025年可再生能源发电量占比持续提升，绿电供给能力增强；从需求端看，外贸型企业为满足欧盟碳边境调节机制等国际规则，积极采购绿电以降低产品碳足迹。此外，国内绿电消费责任权重考核要求逐步落地，推动工业企业主动参与绿电交易。
交易机制创新也为绿电增长提供支撑。2025年，绿电交易与绿证核发实现联动，购买绿电的企业可同步获得绿证，解决了环境权益归属问题。浙江、江苏等地还探索“绿电+储能”打包交易模式，通过配套储能设施平抑绿电波动性，提升电网接受意愿。
04 挑战待解：现货占比偏低与市场壁垒残留
尽管电力市场建设取得显著进展，但仍存在结构性短板。现货交易电量仅2872亿千瓦时，占市场总交易量比重约4.3%，占全社会用电量比重不足3%，与成熟电力市场10%-20%的现货占比相比仍有差距。现货市场发育不足，制约了电力实时价格信号的形成，影响资源配置效率。
跨省跨区交易仍面临隐性壁垒。虽然跨网交易机制已建立，但省间壁垒问题尚未完全解决，部分省份出于保就业、保税收等考虑，仍倾向于优先消纳本地电力。此外，辅助服务市场、容量市场等配套机制建设相对滞后，难以完全适应高比例新能源接入需要。未来需通过完善输电价格机制、健全市场监测体系等措施，进一步破除制度障碍。
2025年电力市场交易数据折射出我国电力体制改革的深化轨迹。从交易规模突破到绿电高速增长，从跨区机制创新到现货市场探索，市场在资源配置中的决定性作用正逐步显现。然而，现货占比偏低、市场壁垒残留等问题提示改革仍须深化。随着全国统一电力市场体系建设推进，电力市场有望在保障能源安全、促进绿色转型中发挥更大作用。
