中国储能网讯：2025新春已至，然而截至发稿，除广东、江苏等少数省区外，大部分省区尚未公开发布2025年度交易具体量价结果。多位业内人士对《南方能源观察》（以下简称“eo”）透露，多省区2025年度交易价格走低，年度绿电交易亦呈价格下降、数量上升趋势。

此前，各省区已陆续发布2025年电力市场交易相关方案，多省区新能源入市比例增加。业内认为，新能源进一步入市连同电力供需宽松、一次能源价格下降、现货市场价格走低等共同造成了年度交易价格下行，预计2025年电力市场交易价格将整体下探，需进一步研究价格机制以确保新型电力系统中各类资源的容量价值得到充分体现。

交易结果：年度交易价↓，绿电交易量↑

就披露较为详细的广东和江苏两省年度交易结果看，双边协商交易分别占总成交电量的97.04%和96.27%，依旧是年度交易的“重头戏”。

2024年12月23日，广东电力交易中心发布广东电力市场2025年度交易及年度绿电交易结果，2025年度交易总成交电量3410.94亿千瓦时，较2024年上涨32.1%，成交均价391.86厘/千瓦时，较2024年下降15.84%，为三年来首次低于市场参考价。

eo梳理广东电力交易中心公开数据发现，2023—2025年广东年度交易总成交电量呈上升趋势，年度交易成交均价呈下降趋势，详见表1。

表1：2023—2025年广东年度交易量价信息

绿电交易方面，2023—2025年广东绿电双边协商交易成交电量呈上升趋势，2025年较2024年上涨30.64%，电能量成交均价、绿色环境价值成交均价均呈下降趋势，2025年较2024年电能量成交均价下降16.98%，绿色环境价值成交均价下降44.41%。

eo根据江苏电力交易中心公开数据，梳理江苏年度交易结果发现，江苏2025年较2024年年度交易总成交电量下降9%，年度交易加权均价下降8.94%，仍较基准电价上浮5.49%，绿电成交电量上升53.78%，绿电成交均价下降8.5%。详见表2。

表2：2023—2025年江苏年度交易量价信息

此外，据公开数据，用电大省山东和浙江也已完成2025年电力市场年度交易。浙江电力交易中心和浙江能源监管办披露，2025年度浙江中长期电力交易规模达1887.22亿千瓦时，加权均价412.39元/兆瓦时，较2024年度交易均价降低约50元/兆瓦时。山东2025年年度交易共达成中长期合约电量555亿千瓦时，较2024年年度交易894.56亿千瓦时有所下降，具体价格未公开披露。

其他已披露省区信息有，安徽2025年度交易双边协商价412.97元/兆瓦时、集中竞价成交加权均价408.80元/兆瓦时、代理购电（工商业）挂牌交易成交加权均价412.74元/兆瓦时，分别较2024年下降5.35%、6.32%、5.4%，均高于安徽384.4元/兆瓦时的燃煤基准价。

重庆2025年度电力中长期交易共计成交电量613.07亿千瓦时，成交均价458.33元/兆瓦时，高于当地396.4元/兆瓦时的燃煤发电基准价。

绿电交易方面，据北京电力交易中心公开披露，国家电网经营区省间绿电交易成交电量327亿千瓦时，同比大幅增长93%。

天津电力交易中心披露，2025年电力年度交易成交绿电电量首次突破100亿千瓦时，达到134.14亿千瓦时，同比增长168%。天津绿电交易电量已连续多年快速增长，2024年同比增长298%。

上海电力交易中心披露，2025年度省间、市内绿电交易总量达66.8亿千瓦时，再创历史新高，较2024年度增长超过15亿千瓦时，实现连续4年快速增长。

另据多位业内人士透露，2025各省区绿电交易均价普遍较2024有所下降。

交易方案：更多新能源参与市场交易

多位业内人士认为，不少省区2025年度常规电能量交易和绿电交易价格下降原因包括电力供需总体宽松、一次能源价格下降、现货市场价格走低、容量电价计入系统运营费用等。

2025年1月25日中国电力企业联合会发布的《2024—2025年度全国电力供需形势分析预测报告》指出，电力需求方面，2024年全国全社会用电量9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%；电力供应方面，截至2024年底全国全口径发电装机容量33.5亿千瓦，同比增长14.6%，包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机达到14.5亿千瓦。预计2025年全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦。

一次能源价格方面，环渤海港口市场煤价自2024年9月开始下跌，截至2024年12月底已跌至760元/吨附近，同期秦皇岛港动力末煤平仓价已跌破800元/吨，国内煤炭、国外进口煤均供应充足。

此外，业内人士认为，各省区更新的2025年交易方案也对年度交易规模和价格带来影响。eo盘点各地陆续发布的2025年交易方案发现，总体呈新能源入市比例上升、保量保价小时数下降趋势。

具体而言，广东110千伏及以上电压等级的新能源按“基数电量+市场电量”方式参与市场。山东新增风电项目（含分散式风电）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场。浙江统调风电、光伏在中长期市场上采取自愿参与绿电交易的方式，在现货市场上原则上90%的电量分配政府授权合约执行政府定价，另外10%的电量则执行现货市场价格。江苏不参加绿电交易的集中式光伏、风电全年保量保价发电小时数分别为400、800小时，风光机组保量保价小时数大幅缩水。

多省区不同程度提到了推动分布式新能源入市，多地明确分布式新能源参与市场比例，冀北电网明确分布式光伏上网电量的20%为市场化上网电量；河北电网明确2025年7月1日开始，存量分布式光伏参与市场，上网电量入市比例暂定为20%。

一位资深电力从业者对eo表示，经济支持政策陆续开始执行，用户也普遍有了更长期的预期，预计2025年电力市场交易价格将进一步走低。

他说，发电企业电量增长与收入增长可能不同步，而用电企业对电价更为敏感。

事实上，短期边际成本趋近于零的新能源高比例入市已“拉低”多地现货市场价格。在2024年电力市场秋季论坛上，多位与会嘉宾介绍，新能源大发时段系统价格迅速降低，大量挤占火电交易空间，随着各地新能源装机规模逐年扩大，未来现货市场新能源大发且定价时段将逐步增加，市场出清价格可能难以体现全部系统成本，增加了火电企业成本回收难度。以甘肃为例，随着省内新能源大规模建设投产，在供大于求的形势下，发电企业利用小时数和结算电价预计将出现“量价齐跌”的局面。

多位业内人士建议，要确保新型电力系统中的容量价值得到充分体现，加快建立备用、爬坡等多品种辅助服务市场，明确系统需求和价格机制，激励经营主体提供服务并获得收益。