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发布：2026-06-03 · 事件：2026-06-03 08:21:46

2025 年是我国电力现货市场从点状试验迈向全域铺开的关键一年，市场覆盖范围扩大、连续结算试运行常态化、省间现货稳定运行、多元主体加速入场。 上文《锚定市场本源，推动电力现货改革行稳致远》已系统梳理全国电力现货市场建设进展、机制短板与深化改革方向，本文为同系列行业年报解读文章，聚焦 2025 年电力现货市场价格全景展开深度分析。

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2025 年是我国电力现货市场从点状试验迈向全域铺开的关键一年，市场覆盖范围扩大、连续结算试运行常态化、省间现货稳定运行、多元主体加速入场。 上文《锚定市场本源，推动电力现货改革行稳致远》已系统梳理全国电力现货市场建设进展、机制短板与深化改革方向，本文为同系列行业年报解读文章，聚焦  2025  年电力现货市场价格全景展开深度分析。 现货价格成为时空资源配置的核心信号，清晰呈现区域分化、分时差异、跨省联动、机制适配四大特征，全面反映电力供需格局、电源结构与系统调节价值，为新型电力系统建设与市场化改革提供关键指引。 0 1 实时价格区域分化，价格发现功能充分显现 实时电价是电力供需与边际成本的“晴雨表”，2025年全国现货价格呈现东高西低、中部过渡的清晰格局，价格发现功能落地见效。 东部负荷中心（上海、浙江、江苏等）用电密集、外受电依赖度高，实时均价普遍超330元/兆瓦时，上海以412.19元/兆瓦时居全国高位；西部新能源富集区（甘肃、青海、宁夏、新疆、云南等）供需宽松，实时均价多低于250元/兆瓦时，云南仅88.80元/兆瓦时，形成稳定“电价洼地”；中部省份（湖北、河南等）均价处于280～320元/兆瓦时区间，平稳衔接东西部价格水平。 东西部不仅均价差异显著，价格波动与限价设计也形成鲜明对比。东部呈现低下限、宽区间、小波动特征，峰谷差大但整体稳定，上海电价高低差值仅1.38倍；西部则是高下限、窄区间、剧波动，云南、广西等省份因电源结构单一、调节能力不足，丰枯期与风光大发时段价格极值差距可达数倍。 图1.  2025年全国各省（区）电力现货价格（含结算试运行）情况 受东西部经济发展差异的影响，我国实时现货电价呈现明显的区域分化，东部电价整体保持高位，西部电价整体偏低，且西部电源结构单一、调节能力薄弱，导致价格波动剧烈。然而西部省份普遍设置较高的电价下限，叠加输配电相关成本，不断压缩东西部电价价差，使得跨省跨区电力交易经济性持续减弱，交易签约与谈判难度或将进一步加大。 同时随着电力市场化改革推进，跨省交易呈现需求端主导特征，受端负荷中心高峰用电刚需强、愿意高价购电，低谷用电需求低迷、购电意愿弱，该价格信号跨区域传导，压制了送端省份午间电价、推高其晚高峰电价，大幅拉大送端日内峰谷价差、重塑了送端电价曲线。未来市场化程度加深后，跨区域价格联动的波动与分化还将进一步加剧，对送受两端的电力市场运行均将产生持续深远的影响。 另外，值得注意的是，市场初期部分地区的市场机制尚未完善，出现现货价格水平偏离供需关系、中长期价格与现货价格分离等现象。随着市场运行成熟，现货市场的价格发现功能将更加凸显，现货均价与中长期均价也将逐步趋同。 0 2 分时价格曲线分化，精准映射供需节奏 分时价格曲线是现货市场传递时段价值的核心载体，2025年各地曲线因新能源占比、负荷特性呈现典型差异，四季波动特征清晰。 区域曲线形态：新能源高占比省份（山西、山东、甘肃）形成“鸭子型”曲线，午间风光大发、负荷低迷形成价格深谷，晚间负荷攀升、新能源回落推高价格；新疆呈现低谷更长的“澡盆型”曲线；东部负荷中心曲线平稳，仅傍晚短时冲高。 图2. 2025年部分省（区）典型分时价格曲线 季节波动规律：春季峰谷价差最大，山西、山东价差超480元/兆瓦时；夏季高温负荷抬升低谷价格，价差收窄；秋季回归深谷高峰形态；冬季采暖负荷形成早晚双峰、午间平谷走势。 与此同时，零售市场标准化套餐体系正深刻作用于现货分时电价曲线形态。各地围绕行政分时电价转型形成差异化布局，部分省份通过普及24时段精细化分时套餐、推广现货价格联动型套餐等，有效传导市场真实价格信号，引导用户错峰用电、削峰填谷，进一步优化用电行为；部分地区依旧保留行政分时电价，如浙江、上海等本身现货峰谷价差偏小的区域，若贸然取消行政分时电价引导，用户用电行为将回归自然用电习惯，可能会拉大电网峰谷负荷差，进而增加高峰时段的保供压力与系统平衡成本。 当前零售市场正在进行行政定价向市场化分时电价过渡阶段的差异化探索，标志着我国电力市场化改革正从批发侧向需求侧深入，为批发侧价格信号向需求侧完整传导、构建全链条市场化分时价格体系筑牢基础。 0 3 价格运行平稳有序，负电价成为转型常态信号 2025年全国现货价格中枢稳定，价格分布与达限情况清晰反映系统供需状态。 价格中位数与均价走势一致，蒙东、黑龙江、辽宁等地区价格分布分散，对供需波动更敏感；10个省份设置负向出清下限，西北四省下限为40～80元/兆瓦时，福建、甘肃等省份触及下限时长超2000小时，反映出新能源大发时段供过于求，也暴露出下限设置过高、价格弹性不足的问题。 图3. 2025年各省（区）价格达下限时长情况 负电价并非市场失灵，而是高比例新能源并网的必然转型信号。当风光集中大发与负荷低谷重叠，电力无法大规模存储，负电价成为市场化调节手段，激活储能、可调负荷参与消纳，推动系统从“源随荷动”转向“源网荷储互动”。 在中长期合同、机制电价、容量电价等多元保障下，短时负电价不影响电厂整体盈利，还能引导用户优化用电时序。但需警惕负电价比例过高扭曲投资信号，需通过火电灵活性改造、储能配置等提升系统调节能力。 0 4 省间现货量价双降，市场结构亟待优化 2025年省间现货市场呈现交易电量与价格双降态势，交易高度集中，资源配置逻辑从行政补给转向边际调节。 购电侧集中于浙江、上海，合计占比65%；售电侧以四川、湖北、新疆等清洁能源省份为主，以西北送华东为核心流向；购电均价409.3元/兆瓦时，售电均价268.8元/兆瓦时，高价交易规模小，对整体影响有限。 量价双降的核心原因，一是新能源零边际成本拉低价格，负荷大省自平衡能力提升，跨省刚性需求萎缩；二是买方主体单一，省间市场仅允许电网企业作为买方，其收益与购电成本脱钩，对价格不敏感，市场缺乏需求侧响应与双向博弈，价格发现与资源优化功能受限。 破除困境的关键是推动省间市场从单边垄断转向双侧竞争：放开大用户、售电公司直接参与市场交易，构建双向可交易机制；电网回归输电服务定位，实现激励相容，让价格信号真实引导跨区域资源流动。 0 5 机制电价市场化落地，新能源发展稳健转型 机制电价适配新能源高固定成本、低变动成本特性，构建“场内公平竞价、场外机制保底”的双层架构，成为新能源无补贴市场化发展的核心支撑。 场内新能源以低变动成本参与竞价，提升消纳率；场外通过机制电价保障固定投资回报与绿色溢价，成本由全体用户分摊。 存量项目多执行燃煤基准价，设置过渡期平稳衔接；增量项目以市场化竞价形成价格，竞价结果呈现东高西低特征，西部受消纳约束电价偏低，东部承受能力更强、价格区间更宽。 部分优质项目主动放弃机制电价，转向中长期与绿电交易获取更高收益，体现出新能源的市场属性强化。机制电价倒逼西部企业通过技术创新、储能配套等提升竞争力，吸引东部优质资源集聚，推动行业从“量增”转向“质优”。 0 6 结算价格平稳分化，成本结构深刻变革 2025年全国发电侧结算均价约388元/兆瓦时，全年平稳波动，不同电源因系统价值呈现显著分化。 调节型电源价格居前：燃气682元/兆瓦时、储能640元/兆瓦时；常规电源平稳：煤电410～440元/兆瓦时、核电377元/兆瓦时；新能源与水电偏低：光伏323元/兆瓦时、风电298元/兆瓦时、水电286元/兆瓦时（丰水期降至210～230元/兆瓦时）。 火电企业通过顶峰发电、调谷购电的灵活运行，结算均价普遍高于中长期合约价，半数省份正向价差超20元/兆瓦时，最高超100元/兆瓦时，全年增收超1000亿元，盈利模式从电量生产转向系统调节价值变现。 终端用电成本结构重构。电能量价格因供需宽松下行，但系统运行费用大幅攀升，天津、广东等地超60元/兆瓦时，江苏、安徽接近50元/兆瓦时，调节与容量保障成本显性化，抵消部分低价红利，用户用能成本更趋复杂。 2025年全国电力现货市场价格以时空信号清晰、市场功能显现、机制适配转型为核心特征，区域分化、分时差异、跨省联动、机制保障共同构成价格体系。价格不仅反映供需与成本，更引导电源投资、用户响应、跨省交易与系统调节，推动电力市场向高效、灵活、市场化方向迈进，为新型电力系统高质量发展提供坚实支撑。 本系列为《全国电力现货市场分析报告（2025年度）》解析内容 · END · 欢迎投稿，联系邮箱 tg@inengyuan.com