中國儲能網(wǎng)訊：2025新春已至，然而截至發(fā)稿，除廣東、江蘇等少數(shù)省區(qū)外，大部分省區(qū)尚未公開發(fā)布2025年度交易具體量價結果。多位業(yè)內人士對《南方能源觀察》（以下簡稱“eo”）透露，多省區(qū)2025年度交易價格走低，年度綠電交易亦呈價格下降、數(shù)量上升趨勢。
此前，各省區(qū)已陸續(xù)發(fā)布2025年電力市場交易相關方案，多省區(qū)新能源入市比例增加。業(yè)內認為，新能源進一步入市連同電力供需寬松、一次能源價格下降、現(xiàn)貨市場價格走低等共同造成了年度交易價格下行，預計2025年電力市場交易價格將整體下探，需進一步研究價格機制以確保新型電力系統(tǒng)中各類資源的容量價值得到充分體現(xiàn)。
交易結果：年度交易價↓，綠電交易量↑
就披露較為詳細的廣東和江蘇兩省年度交易結果看，雙邊協(xié)商交易分別占總成交電量的97.04%和96.27%，依舊是年度交易的“重頭戲”。
2024年12月23日，廣東電力交易中心發(fā)布廣東電力市場2025年度交易及年度綠電交易結果，2025年度交易總成交電量3410.94億千瓦時，較2024年上漲32.1%，成交均價391.86厘/千瓦時，較2024年下降15.84%，為三年來首次低于市場參考價。
eo梳理廣東電力交易中心公開數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn)，2023—2025年廣東年度交易總成交電量呈上升趨勢，年度交易成交均價呈下降趨勢，詳見表1。
表1：2023—2025年廣東年度交易量價信息
綠電交易方面，2023—2025年廣東綠電雙邊協(xié)商交易成交電量呈上升趨勢，2025年較2024年上漲30.64%，電能量成交均價、綠色環(huán)境價值成交均價均呈下降趨勢，2025年較2024年電能量成交均價下降16.98%，綠色環(huán)境價值成交均價下降44.41%。
eo根據(jù)江蘇電力交易中心公開數(shù)據(jù)，梳理江蘇年度交易結果發(fā)現(xiàn)，江蘇2025年較2024年年度交易總成交電量下降9%，年度交易加權均價下降8.94%，仍較基準電價上浮5.49%，綠電成交電量上升53.78%，綠電成交均價下降8.5%。詳見表2。
表2：2023—2025年江蘇年度交易量價信息
此外，據(jù)公開數(shù)據(jù)，用電大省山東和浙江也已完成2025年電力市場年度交易。浙江電力交易中心和浙江能源監(jiān)管辦披露，2025年度浙江中長期電力交易規(guī)模達1887.22億千瓦時，加權均價412.39元/兆瓦時，較2024年度交易均價降低約50元/兆瓦時。山東2025年年度交易共達成中長期合約電量555億千瓦時，較2024年年度交易894.56億千瓦時有所下降，具體價格未公開披露。
其他已披露省區(qū)信息有，安徽2025年度交易雙邊協(xié)商價412.97元/兆瓦時、集中競價成交加權均價408.80元/兆瓦時、代理購電（工商業(yè)）掛牌交易成交加權均價412.74元/兆瓦時，分別較2024年下降5.35%、6.32%、5.4%，均高于安徽384.4元/兆瓦時的燃煤基準價。
重慶2025年度電力中長期交易共計成交電量613.07億千瓦時，成交均價458.33元/兆瓦時，高于當?shù)?96.4元/兆瓦時的燃煤發(fā)電基準價。
綠電交易方面，據(jù)北京電力交易中心公開披露，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)省間綠電交易成交電量327億千瓦時，同比大幅增長93%。
天津電力交易中心披露，2025年電力年度交易成交綠電電量首次突破100億千瓦時，達到134.14億千瓦時，同比增長168%。天津綠電交易電量已連續(xù)多年快速增長，2024年同比增長298%。
上海電力交易中心披露，2025年度省間、市內綠電交易總量達66.8億千瓦時，再創(chuàng)歷史新高，較2024年度增長超過15億千瓦時，實現(xiàn)連續(xù)4年快速增長。
另據(jù)多位業(yè)內人士透露，2025各省區(qū)綠電交易均價普遍較2024有所下降。
交易方案：更多新能源參與市場交易
多位業(yè)內人士認為，不少省區(qū)2025年度常規(guī)電能量交易和綠電交易價格下降原因包括電力供需總體寬松、一次能源價格下降、現(xiàn)貨市場價格走低、容量電價計入系統(tǒng)運營費用等。
2025年1月25日中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的《2024—2025年度全國電力供需形勢分析預測報告》指出，電力需求方面，2024年全國全社會用電量9.85萬億千瓦時，同比增長6.8%；電力供應方面，截至2024年底全國全口徑發(fā)電裝機容量33.5億千瓦，同比增長14.6%，包括風電、太陽能發(fā)電以及生物質發(fā)電在內的新能源發(fā)電裝機達到14.5億千瓦。預計2025年全國新增發(fā)電裝機規(guī)模有望超過4.5億千瓦，其中新增新能源發(fā)電裝機規(guī)模超過3億千瓦。
一次能源價格方面，環(huán)渤海港口市場煤價自2024年9月開始下跌，截至2024年12月底已跌至760元/噸附近，同期秦皇島港動力末煤平倉價已跌破800元/噸，國內煤炭、國外進口煤均供應充足。
此外，業(yè)內人士認為，各省區(qū)更新的2025年交易方案也對年度交易規(guī)模和價格帶來影響。eo盤點各地陸續(xù)發(fā)布的2025年交易方案發(fā)現(xiàn)，總體呈新能源入市比例上升、保量保價小時數(shù)下降趨勢。
具體而言，廣東110千伏及以上電壓等級的新能源按“基數(shù)電量+市場電量”方式參與市場。山東新增風電項目（含分散式風電）可自主選擇全電量或30%發(fā)電量參與電力市場，新增光伏發(fā)電項目（含分布式光伏）可自主選擇全電量或15%發(fā)電量參與電力市場。浙江統(tǒng)調風電、光伏在中長期市場上采取自愿參與綠電交易的方式，在現(xiàn)貨市場上原則上90%的電量分配政府授權合約執(zhí)行政府定價，另外10%的電量則執(zhí)行現(xiàn)貨市場價格。江蘇不參加綠電交易的集中式光伏、風電全年保量保價發(fā)電小時數(shù)分別為400、800小時，風光機組保量保價小時數(shù)大幅縮水。
多省區(qū)不同程度提到了推動分布式新能源入市，多地明確分布式新能源參與市場比例，冀北電網(wǎng)明確分布式光伏上網(wǎng)電量的20%為市場化上網(wǎng)電量；河北電網(wǎng)明確2025年7月1日開始，存量分布式光伏參與市場，上網(wǎng)電量入市比例暫定為20%。
一位資深電力從業(yè)者對eo表示，經(jīng)濟支持政策陸續(xù)開始執(zhí)行，用戶也普遍有了更長期的預期，預計2025年電力市場交易價格將進一步走低。
他說，發(fā)電企業(yè)電量增長與收入增長可能不同步，而用電企業(yè)對電價更為敏感。
事實上，短期邊際成本趨近于零的新能源高比例入市已“拉低”多地現(xiàn)貨市場價格。在2024年電力市場秋季論壇上，多位與會嘉賓介紹，新能源大發(fā)時段系統(tǒng)價格迅速降低，大量擠占火電交易空間，隨著各地新能源裝機規(guī)模逐年擴大，未來現(xiàn)貨市場新能源大發(fā)且定價時段將逐步增加，市場出清價格可能難以體現(xiàn)全部系統(tǒng)成本，增加了火電企業(yè)成本回收難度。以甘肅為例，隨著省內新能源大規(guī)模建設投產(chǎn)，在供大于求的形勢下，發(fā)電企業(yè)利用小時數(shù)和結算電價預計將出現(xiàn)“量價齊跌”的局面。
多位業(yè)內人士建議，要確保新型電力系統(tǒng)中的容量價值得到充分體現(xiàn)，加快建立備用、爬坡等多品種輔助服務市場，明確系統(tǒng)需求和價格機制，激勵經(jīng)營主體提供服務并獲得收益。
