2025年是我國電力現貨市場從點狀試驗邁向全域鋪開的關鍵一年，市場覆蓋范圍擴大、連續結算試運行常態化、省間現貨穩定運行、多元主體加速入場。

上文《錨定市場本源，推動電力現貨改革行穩致遠》已系統梳理全國電力現貨市場建設進展、機制短板與深化改革方向，本文為同系列行業年報解讀文章，聚焦 2025 年電力現貨市場價格全景展開深度分析。現貨價格成為時空資源配置的核心信號，清晰呈現區域分化、分時差異、跨省聯動、機制適配四大特征，全面反映電力供需格局、電源結構與系統調節價值，為新型電力系統建設與市場化改革提供關鍵指引。

01

實時價格區域分化，價格發現功能充分顯現

實時電價是電力供需與邊際成本的“晴雨表”，2025年全國現貨價格呈現東高西低、中部過渡的清晰格局，價格發現功能落地見效。

東部負荷中心（上海、浙江、江蘇等）用電密集、外受電依賴度高，實時均價普遍超330元/兆瓦時，上海以412.19元/兆瓦時居全國高位；西部新能源富集區（甘肅、青海、寧夏、新疆、云南等）供需寬松，實時均價多低于250元/兆瓦時，云南僅88.80元/兆瓦時，形成穩定“電價洼地”；中部省份（湖北、河南等）均價處于280～320元/兆瓦時區間，平穩銜接東西部價格水平。

東西部不僅均價差異顯著，價格波動與限價設計也形成鮮明對比。東部呈現低下限、寬區間、小波動特征，峰谷差大但整體穩定，上海電價高低差值僅1.38倍；西部則是高下限、窄區間、劇波動，云南、廣西等省份因電源結構單一、調節能力不足，豐枯期與風光大發時段價格極值差距可達數倍。

圖1. 2025年全國各省（區）電力現貨價格（含結算試運行）情況

受東西部經濟發展差異的影響，我國實時現貨電價呈現明顯的區域分化，東部電價整體保持高位，西部電價整體偏低，且西部電源結構單一、調節能力薄弱，導致價格波動劇烈。然而西部省份普遍設置較高的電價下限，疊加輸配電相關成本，不斷壓縮東西部電價價差，使得跨省跨區電力交易經濟性持續減弱，交易簽約與談判難度或將進一步加大。

同時隨著電力市場化改革推進，跨省交易呈現需求端主導特征，受端負荷中心高峰用電剛需強、愿意高價購電，低谷用電需求低迷、購電意愿弱，該價格信號跨區域傳導，壓制了送端省份午間電價、推高其晚高峰電價，大幅拉大送端日內峰谷價差、重塑了送端電價曲線。未來市場化程度加深后，跨區域價格聯動的波動與分化還將進一步加劇，對送受兩端的電力市場運行均將產生持續深遠的影響。

另外，值得注意的是，市場初期部分地區的市場機制尚未完善，出現現貨價格水平偏離供需關系、中長期價格與現貨價格分離等現象。隨著市場運行成熟，現貨市場的價格發現功能將更加凸顯，現貨均價與中長期均價也將逐步趨同。

02

分時價格曲線分化，精準映射供需節奏

分時價格曲線是現貨市場傳遞時段價值的核心載體，2025年各地曲線因新能源占比、負荷特性呈現典型差異，四季波動特征清晰。

區域曲線形態：新能源高占比省份（山西、山東、甘肅）形成“鴨子型”曲線，午間風光大發、負荷低迷形成價格深谷，晚間負荷攀升、新能源回落推高價格；新疆呈現低谷更長的“澡盆型”曲線；東部負荷中心曲線平穩，僅傍晚短時沖高。

圖2. 2025年部分省（區）典型分時價格曲線

季節波動規律：春季峰谷價差最大，山西、山東價差超480元/兆瓦時；夏季高溫負荷抬升低谷價格，價差收窄；秋季回歸深谷高峰形態；冬季采暖負荷形成早晚雙峰、午間平谷走勢。

與此同時，零售市場標準化套餐體系正深刻作用于現貨分時電價曲線形態。各地圍繞行政分時電價轉型形成差異化布局，部分省份通過普及24時段精細化分時套餐、推廣現貨價格聯動型套餐等，有效傳導市場真實價格信號，引導用戶錯峰用電、削峰填谷，進一步優化用電行為；部分地區依舊保留行政分時電價，如浙江、上海等本身現貨峰谷價差偏小的區域，若貿然取消行政分時電價引導，用戶用電行為將回歸自然用電習慣，可能會拉大電網峰谷負荷差，進而增加高峰時段的保供壓力與系統平衡成本。

當前零售市場正在進行行政定價向市場化分時電價過渡階段的差異化探索，標志著我國電力市場化改革正從批發側向需求側深入，為批發側價格信號向需求側完整傳導、構建全鏈條市場化分時價格體系筑牢基礎。

03

價格運行平穩有序，負電價成為轉型常態信號

2025年全國現貨價格中樞穩定，價格分布與達限情況清晰反映系統供需狀態。

價格中位數與均價走勢一致，蒙東、黑龍江、遼寧等地區價格分布分散，對供需波動更敏感；10個省份設置負向出清下限，西北四省下限為40～80元/兆瓦時，福建、甘肅等省份觸及下限時長超2000小時，反映出新能源大發時段供過于求，也暴露出下限設置過高、價格彈性不足的問題。

圖3. 2025年各省（區）價格達下限時長情況

負電價并非市場失靈，而是高比例新能源并網的必然轉型信號。當風光集中大發與負荷低谷重疊，電力無法大規模存儲，負電價成為市場化調節手段，激活儲能、可調負荷參與消納，推動系統從“源隨荷動”轉向“源網荷儲互動”。

在中長期合同、機制電價、容量電價等多元保障下，短時負電價不影響電廠整體盈利，還能引導用戶優化用電時序。但需警惕負電價比例過高扭曲投資信號，需通過火電靈活性改造、儲能配置等提升系統調節能力。

04

省間現貨量價雙降，市場結構亟待優化

2025年省間現貨市場呈現交易電量與價格雙降態勢，交易高度集中，資源配置邏輯從行政補給轉向邊際調節。

購電側集中于浙江、上海，合計占比65%；售電側以四川、湖北、新疆等清潔能源省份為主，以西北送華東為核心流向；購電均價409.3元/兆瓦時，售電均價268.8元/兆瓦時，高價交易規模小，對整體影響有限。

量價雙降的核心原因，一是新能源零邊際成本拉低價格，負荷大省自平衡能力提升，跨省剛性需求萎縮；二是買方主體單一，省間市場僅允許電網企業作為買方，其收益與購電成本脫鉤，對價格不敏感，市場缺乏需求側響應與雙向博弈，價格發現與資源優化功能受限。

破除困境的關鍵是推動省間市場從單邊壟斷轉向雙側競爭：放開大用戶、售電公司直接參與市場交易，構建雙向可交易機制；電網回歸輸電服務定位，實現激勵相容，讓價格信號真實引導跨區域資源流動。

05

機制電價市場化落地，新能源發展穩健轉型

機制電價適配新能源高固定成本、低變動成本特性，構建“場內公平競價、場外機制保底”的雙層架構，成為新能源無補貼市場化發展的核心支撐。

場內新能源以低變動成本參與競價，提升消納率；場外通過機制電價保障固定投資回報與綠色溢價，成本由全體用戶分攤。

存量項目多執行燃煤基準價，設置過渡期平穩銜接；增量項目以市場化競價形成價格，競價結果呈現東高西低特征，西部受消納約束電價偏低，東部承受能力更強、價格區間更寬。

部分優質項目主動放棄機制電價，轉向中長期與綠電交易獲取更高收益，體現出新能源的市場屬性強化。機制電價倒逼西部企業通過技術創新、儲能配套等提升競爭力，吸引東部優質資源集聚，推動行業從“量增”轉向“質優”。

06

結算價格平穩分化，成本結構深刻變革

2025年全國發電側結算均價約388元/兆瓦時，全年平穩波動，不同電源因系統價值呈現顯著分化。

調節型電源價格居前：燃氣682元/兆瓦時、儲能640元/兆瓦時；常規電源平穩：煤電410～440元/兆瓦時、核電377元/兆瓦時；新能源與水電偏低：光伏323元/兆瓦時、風電298元/兆瓦時、水電286元/兆瓦時（豐水期降至210～230元/兆瓦時）。

火電企業通過頂峰發電、調谷購電的靈活運行，結算均價普遍高于中長期合約價，半數省份正向價差超20元/兆瓦時，最高超100元/兆瓦時，全年增收超1000億元，盈利模式從電量生產轉向系統調節價值變現。

終端用電成本結構重構。電能量價格因供需寬松下行，但系統運行費用大幅攀升，天津、廣東等地超60元/兆瓦時，江蘇、安徽接近50元/兆瓦時，調節與容量保障成本顯性化，抵消部分低價紅利，用戶用能成本更趨復雜。

2025年全國電力現貨市場價格以時空信號清晰、市場功能顯現、機制適配轉型為核心特征，區域分化、分時差異、跨省聯動、機制保障共同構成價格體系。價格不僅反映供需與成本，更引導電源投資、用戶響應、跨省交易與系統調節，推動電力市場向高效、靈活、市場化方向邁進，為新型電力系統高質量發展提供堅實支撐。

本系列為《全國電力現貨市場分析報告（2025年度）》解析內容

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