【RMI】2025电力市场化改革与电价体系洞察：面向市场参与者的十大趋势

报告摘要

2025电力市场化改革与电价体系洞察：十大趋势总结

背景
2025年，中国电力市场化改革进入十年。新一轮电改自2015年启动，推动电力市场建设加速，现货市场覆盖范围扩大，新型电价机制不断完善，支撑能源转型和新型电力系统构建。

十大趋势

现货市场全面铺开
截至2025年3月，全国29个省级电网开展现货市场连续结算试运行或正式运行；现货价格中枢持续下探，主要受动力煤价格下降、新能源占比提高、供需宽松等因素驱动。分时电价政策与现货价格高度联动，未来将加速动态调整。
中长期交易灵活性增强
批发侧买方年度签约比例限制放宽，月度交易与现货价格衔接紧密。部分地区明确月度交易均价与动力煤价格同步滞后两个月，调降因价格波动导致的偏差考核。
煤电容量电价重构收入模式
2024年起煤电全面实施“电量电价+容量电价”两部制电价。容量电价回收固定成本比例首提70%（云南、四川）或50%（其他地区），推动煤电转型基础与调节性电源。用户侧容量电费折价普遍10%–30%。
新能源全面入市市场化
2025年初实施新能源可持续发展价格结算机制（“机制电价”），取代保障性收购模式。新能源上网电量全面进入市场，场外机制保障收益。
分布式光伏回归就近开发
2024年新增装机主要集中在江苏、浙江等负荷大省，户用装机占比从45%降至25%。政策强化接网消纳能力，分布式光伏收益不确定性上升。
独立储能收益多元化
参与电能量市场价差套利为主（约70%），调频和容量补偿收益敏感于政策变化。山东、山西等地调规则修订导致收益大幅减少，“十五五”期间将探索独立储能常态化参与。
虚拟电厂稳步推进商业化
政策鼓励聚合需求响应资源参与电力市场，全国虚拟电厂装机超2亿千瓦。山东、山西等地已开放现货市场准入，但交易模式仍以需求响应和绿电补贴为主。
零售市场批零衔接深化
2024年零售交易电量同比增加72%，分时电价套餐占比提高。山东、山西等地推进与现货、中长期价格联动的零售套餐，用户电价风险增加，封顶价机制设计成为重要工具。
绿电绿证交易体系完善
2024年绿电交易量增长235%，绿证单独交易占比达62%。新能源可持续发展价格结算机制或限制绿证交易规模，绿证需求收缩导致价格持续下行。
居民桩分时电价扩展至22省
较2024年新增河北、山西等省份，以自愿参与为主。时段划分逐步精细化，价格参考居民合表电价，未来将探索更独立的充电价格体系。