中国电力市场全貌——《2024年售电行业年度报告》重磅发布

2024年售电行业年度报告重磅发布！报告是由北极星售电网编制的售电行业分析报告，旨在全面分析过去一年的电力市场全面情况，报告共分五部分，第一部分2024年电力市场发展成效，第二部分各省（区市）电力市场发展情况，第三部分电力市场趋势与展望，第四部分发电量、用电量及装机量，第五部分电力集团2024年运营数据。

报告以文字展示、数据分析为主，辅以精美生动的图表。报告全面展示我国及各省份电力市场总体情况、电力市场行情（电力交易量价数据）、电力市场主体入市（发电企业、售电企业、电力用户、储能、虚拟电厂、负荷聚合商等）的变化及趋势，主要电力企业运营情况等，为电力行业人士开展电力市场相关工作提供参考。

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2024年电力市场发展成效

2024年，是我国电力体制改革的第九年。这一年，我国电力市场发展成效显著，电力市场交易规模持续扩大，市场化机制日益完善；绿电市场发展迅速，绿证制度体系框架基本建成；电力现货市场建设取得重要进展，多个省份实现结算（试）运行；新能源全面参与市场、新型经营主体不断涌现，为电力市场增添了新的活力；电网代购电价机制进一步优化，维护电力市场的平稳运行；分时电价机制逐步精细化，引导用户合理用电；增量配电网试点稳步推进，为电力市场的多元化发展提供了有力支撑。

我国已初步形成多层次、多品类、多功能电力市场体系。全国市场与省（区、市）/区域市场协同运行的多层次市场已初步形成，省间、区域、省内中长期交易常态化开市，区域、省内辅助服务市场实现全覆盖，南方区域电力市场开展整月结算试运行，长三角电力市场启动电力互济交易，省间现货市场和山西、广东、山东、甘肃、蒙西电力现货市场已转入正式运行，24个省级现货市场开展试运行。在空间范围上覆盖省间、区域、省内，在时间周期上覆盖年度、月度、月内、日前和日内，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务等交易品种。各类主体有序参与的市场格局逐步构建。发电侧所有燃煤发电、近半数新能源，以及部分燃机、核电和水电电量放开参与市场。用户侧除居民、农业外，全部工商业用户进入市场，实现“应放尽放”。新一轮电改的十年间，我国电力经营主体数量从4.2万家增加至81.6万家，增长近20倍。

电力市场交易规模进一步增长

2016年以来，我国电力市场化交易规模不断扩大，9年来市场化交易电量已跃升5.6倍。

根据中电联公布的数据显示，2024年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%，同比提高1.3个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量46535.9亿千瓦时，同比增长5.1%。

图1  2016—2024年全国电力市场交易规模

在2024年全国市场交易电量中，省内交易电量47527.9亿千瓦时，其中电力直接交易45483.5亿千瓦时（含绿电交易2048亿千瓦时、电网代理购电8781.5亿千瓦时）、发电权交易1995亿千瓦时、其他交易49.4亿千瓦时。省间交易电量14267.9亿千瓦时，其中省间电力直接交易1052.4亿千瓦时、省间外送交易12778.7亿千瓦时、发电权交易56.1亿千瓦时、省间现货交易380.7亿千瓦时。

图2 2024年电力市场交易电量——分类型

其中，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量47226.7亿千瓦时，同比增长6.3%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量11654.4亿千瓦时；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量11373.4亿千瓦时，同比增长22.1%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量2613.4亿千瓦时；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量3195.6亿千瓦时，同比增长9.1%。

图3 2024年三大电网区域市场交易电量情况

电力现货市场步入“转正”期

近年来，我国电力现货市场建设步入快车道。2023年10月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号），提出各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。

自“813号”文发布之后，我国电力现货市场在多个省（区/区域）“全面铺开”。截至2024年底，全国共有29个地区开展电力现货市场（试）运行，建设覆盖范围达到空前。截至2025年2月，山西、广东、山东、甘肃、蒙西等5个首批试点地区和省间电力现货市场已转入正式运行。河北南网、安徽、浙江、辽宁、陕西已开展连续结算试运行。福建、江苏、湖北、湖南、河南、黑龙江、宁夏、四川、重庆和南方区域等省/区域电力现货市场已完成整月及以上长周期结算试运行。

表1 全国各地电力现货市场建设进程

新能源全面参与市场

近年来，中国新能源产业发展迅猛，风电、太阳能等新能源发电装机规模持续扩大。国家能源局数据显示，截至2024年底，以风电、太阳能发电为主的新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。

自2024年末，多地陆续发布2025年电力市场交易相关方案，对新能源入市方式进行细化。以山东为例，明确了2025年到2026年新增风电、光伏项目分别按照30%、15%的比例入市；2030年起，新增风电、光伏发电项目将实现全面入市。

截至2025年2月，全国已有23个地区放开全部或部分新能源电量进入电力现货市场。其中12个地区的新能源项目以“报量报价”方式参与现货市场，7个地区的新能源项目以“报量报价或报量不报价”方式参与现货市场，1个地区以“报量不报价”方式参与。

2024年，国网经营区域新能源市场化交易电量7699亿千瓦时，占新能源发电量的51.8%，首次突破半数，标志着新能源从“保量消纳”进入“市场主导”新阶段。

图4 国网经营区2022年—2024年新能源市场化交易情况

绿电市场发展提速

2024年8月，《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》（简称“绿色电力交易专章”）正式公布，标志着绿电交易纳入电力中长期交易体系。

绿色电力交易专章作为《电力中长期交易基本规则》的有效补充，明确了绿电交易组织、交易方式、价格机制、合同签订与执行、交易结算及偏差处理、绿证核发划转等。将绿电交易纳入中长期交易范畴，有助于促进可再生能源发电参与市场交易，全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。

2024年，我国绿电交易试点迎来新发展。内蒙古电网于2024年2月获得国家发展改革委和国家能源局联合批复，成为继国家电网、南方电网之后国家批复同意的第3个绿电交易试点，进一步推动绿电市场发展。2024年，我国绿电交易累计成交2048亿千瓦时，同比增长280.9%，占全国市场交易量比重4.5%。

图5 2022年-2024年全国省内绿电交易量

近年来，我国绿色电力消费规模实现了跨越式增长。2024年6月12日，水电总院与中国电力企业联合会、北京电力交易中心、广州电力交易中心共同发布了“2023年中国绿色电力（绿证）消费TOP100企业”。2023年中国绿色电力（绿证）消费五强为国家能源集团、国家电投、中国石化、中国石油、中国宝武。

表2 2023年中国绿色电力(绿证)消费TOP20企业

绿证制度体系框架基本建成

2017年我国正式建立绿证制度以来，国家印发一系列政策文件推动健全绿证制度，通过试行绿证核发及自愿认购交易制度，扩大绿证核发范围，开展绿证绿电交易等举措，不断健全建档立卡、核发、交易、应用、核销等绿证全生命周期闭环管理机制，构建了较为完备的绿证政策体系。

2024年6月26日，国家绿证核发交易系统核心功能开发完成并上线运行，通过“一个账户、两类数据、三个环节、四条专线”，实现以电网企业、电力交易机构数据为基础核发绿证，强效推进绿证核发全覆盖工作迈上新台阶。

2024年全国核发绿证47.34亿个，同比增长28.4倍，其中可交易绿证31.58亿个，占66.71%。按项目类型分，风力发电19.41亿个、太阳能发电8.27亿个、常规水电15.78亿个、生物质发电3.81亿个、其他可再生能源发电809万个。截至2024年12月底，我国累计核发绿证49.55亿个，其中可交易绿证33.79亿个。

2024年全国绿证交易规模实现翻两番，交易绿证数量达4.46亿个，其中绿证单独交易2.77亿个，以跨省交易为主；绿色电力交易绿证1.69亿个，以省内交易为主。全国参与绿证交易的消费主体约5.9万个，同比增长2.5倍，消费主体遍布包括香港、澳门、台湾在内的全国34个省级行政区域，京津冀、长三角、粤港澳等地区是绿证交易的主要地区，合计购买绿证数量超过全国的一半。截至2024年12月底，全国绿证累计交易5.53亿个。

新型经营主体加速入场

2024年11月28日，国家能源局发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》为新型经营主体的发展提供了明确的政策导向和支持。新型经营主体涵盖了分布式新能源、新型储能等单一技术类主体，以及虚拟电厂、智能微电网等资源聚合类主体，构成电力领域的新生力量。

从数据上看，我国在新型经营主体方面取得了显著进展。2024年新增并网分布式光伏达到118.18GW，新型储能规模达到42.37GW/101.13GWh，虚拟电厂和智能微电网也在多地开展了试点项目，并逐步落地实施。

在市场建设较快的地区，如山东、广东、甘肃、山西等地，市场规则中对虚拟电厂、新型储能等新型经营主体参与现货市场的方式进行了详细的规定。据北极星售电网不完全统计，已有20个地区（区域）允许虚拟电厂进入现货市场，其中8个地区（山西、广东、甘肃、上海、江苏、湖北、湖南、辽宁）的虚拟电厂以报量报价方式参与现货交易；山东、广东、安徽、陕西、黑龙江等地区允许独立储能进入现货市场；蒙东电力现货市场2025年首次结算试运行方案（征求意见稿）中提到，源网荷储一体化项目、全额自发自用新能源项目作为电力用户“不报量不报价”参与现货市场。

同时，部分地区，如河北南网、冀北、安徽、山东、湖南、甘肃等地对于分布式新能源（分布式光伏、分散式风电）参与市场交易的规定也在不断完善中。其中，甘肃鼓励分布式光伏、分散式风电主体与周边用户市场化交易；湖南规定10kV及以上工商业分布式光伏原则上以独立主体方式参与电力市场交易。

电网代理购电机制平稳运行

2024年，全国32个地区（除西藏）的电网企业代理购电价格呈现出一定的波动，但总体趋势相对平稳。总体来看，2024年全国电网企业代理平均购电价格为400.71元/兆瓦时，相较于2023年的428.77元/兆瓦时，下降了28.06元/兆瓦时，相较于2022年的418.22元/兆瓦时，下降了17.51元/兆瓦时。各地电价在247-507元/兆瓦时之间波动，显示了不同地区电力市场的差异化特征。

2024年，电网企业代理购电总量相较于2022年和2023年均有所增加。具体来说，2024年的代理购电总量较2022年增长了2.5%，较2023年则增长了7.2%。与代理购电总量增长相反的是，优先上网电量呈现出下降趋势。2024年优先上网电量相较2023年减少749.8亿千瓦时，较2022年减少245.26亿千瓦时。市场化采购电量呈现出大幅增加的趋势。2024年市场化采购电量相较2023年增加963.09亿千瓦时，较2022年增加1837.85亿千瓦时。

表3  2024年全国各地电网代理购电价格

分时电价机制逐步精细化

随着我国电力市场的不断深化和新能源发电占比的持续提升，电力供需结构正经历着前所未有的变革。为了更有效地平衡电力供需、优化电力资源配置并促进新能源的消纳，全国范围内正逐步推行更加精细化的分时电价政策。

目前，我国分时电价类型主要包括尖峰、高峰、平段、低谷、深谷五个时段，不同地区根据自身特点执行着不同类型的分时电价政策。

2024年至2025年2月，14个地区发布了最新的分时电价政策，另有8个地区就新版分时电价机制征求意见。新版分时电价机制主要是在峰谷时段划分、新增或取消尖峰/深谷电价、峰谷浮动比例等方面进行调整。截至2025年2月，全国已有20个省（区）午间时段列为低谷时段，执行谷电电价。

图6 全国各地分时电价时段划分

省级增量配电试点项目取得新进展

截至2024年12月，国家五批次增量配电网试点项目合计459个，已有331个试点项目完成规划编制，360个试点项目完成业主优选，256个试点项目确定供电范围，227个试点项目取得电力业务许可证（供电类）。

2024年，省级增量配电改革试点批复取得突破，合计9个项目，其中安徽批复1个、河南批复2个、四川批复1个、吉林批复5个。

表4 2024年最新批复省级增量配电改革试点

截至2024年12月，全国已有30个省（区、市）明确了源网荷储一体化建设项目超450个，电源总装机超1亿千瓦。源网荷储一体化建设项目排名前十的省（区）：河南、青海、新疆、浙江、内蒙古、甘肃、山西、广西、吉林、河北。

图7 截至2024年12月源网荷储一体化建设项目TOP10省份

2025年电力市场发展趋势与展望

2025年，我国电力市场将完成从“增量改革”向“系统重构”的跨越，电力市场迈入3.0时代，新能源、储能、虚拟电厂等新兴主体成为增长引擎。多层次统一电力市场体系初步构建，电力现货市场进入成熟运行阶段，新能源全面入市，煤电加速向“灵活性调节电源”转型，储能市场化发展新阶段已来，电力供需紧平衡态势延续，电力市场交易规模进一步扩大，电网公平开放专项监管时代来临，绿电/绿证交易规模进一步扩大，配电网向“有源双向”智能系统转型……

多层次统一电力市场体系初步构建

根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》显示，我国将分“三步走”推动统一电力市场建设。到2025年，将初步建成全国统一电力市场，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。

2025年，“统一市场、协同运作”的电力市场总体框架基本建成，我国跨省跨区市场与省（区、市）/区域市场实现有序衔接、协同运行。电力市场化交易规模显著提高，促进新能源、储能等绿色低碳产业发展的市场交易和价格机制初步形成。监管法规和政策逐步完善，监管效能不断提升。

电力现货市场进入成熟运行阶段

2025年，我国省级现货市场将实现全覆盖，主要表现在于更多成熟运行的现货市场转入正式运行。

2025年2月25日，蒙西电力现货市场宣布转入正式运行，成为我国第5个转入正式运行的电力现货市场。各地区积极探索实践，电力现货市场建设正从试点逐步走向全国。2025年我国电力现货市场建设将迈向更高频次、更广覆盖的常态化运行。从各地现货市场运行情况来看，现货市场电力价格信号能够充分反映不同时段和不同地点的电力供需水平，发用两侧主体主动响应价格信号，发挥了削峰填谷作用。

新能源全面入市：市场化定价时代到来

2025年2月9日，《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）公布于众，“136号文”明确提出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这意味着新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。“136号文”是继2021年深化燃煤上网电价市场化改革之后，新能源电价市场化改革迈出的重要一步。

“136号文”明确，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。在此时间之前投产的新能源项目作为存量项目，在此之后投产的新能源项目作为增量项目，分类实施机制电价政策。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。对于新能源投资企业来讲，为保证已开工建设的存量项目可享受现行政策，这无疑将在2025年上半年引发新能源行业的又一波“抢装潮”。

煤电加速向“灵活性调节电源”转型

我国煤电容量电价机制自2024年1月1日起施行，对煤电实行两部制电价政策，至此，政策实施已一年有余。煤电容量电价机制的建立，有利于推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型，标志着新型电力系统中体现电力多元价值的价格体系正在逐渐建立。

可以看到，一年来，火电在电力系统中角色正在发生变化，集中反映在年发电利用小时数的下降和机组运行方式的改变。2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3442小时，比上年同期减少157小时。我国以风电、太阳能发电为主的新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。

强制配储”落幕：储能市场化发展新阶段已来

2025年2月，“136号文”宣布取消将储能配置作为新建新能源项目核准、并网及上网的前置条件。这一政策调整不仅终结了实施近十年的“强制配储”时代，更标志着中国储能产业正式迈入市场化驱动的新阶段。

新能源发电具有随机性、波动性，在新能源全面入市的背景下，储能系统仍是平抑新能源并网波动的有效手段，当新能源与储能从“政策联姻”转向“自由恋爱”，一个更健康、更可持续的能源变革新时代正悄然开启。

取消“强制配储”将推动产业变革，新型储能企业将开启新一轮淘汰赛。可以预见的是，储能行业将面临更加激烈的市场竞争，以及寻求更加多元化的盈利模式。在这场变革中，只有那些具备高质量、高性能和创新能力的储能企业，才能在这场洗牌中脱颖而出，成为行业的佼佼者。

电力供需紧平衡态势延续

预计2025年供需紧平衡态势延续。全年全国全社会用电量同比增长6%左右，全社会用电量规模将突破10万亿千瓦时。迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。

中电联预测，2025年迎峰度夏等用电高峰期部分地区电力供需形势紧平衡。电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。从供应方面看，2025年，全国新增电源装机仍然保持快速增长，预计常规电源增量与用电负荷增量基本相当，部分特高压直流工程投产，资源配置能力进一步增强；新能源发电装机占比持续提升，风、光资源及来水的不确定性增加了局部地区部分时段电力生产供应的风险。从需求方面看，2025年我国宏观经济将继续保持平稳增长，将为我国电力需求增长提供稳定支撑。预计2025年迎峰度夏期间，华东、西南、华中、南方区域中部分省级电网电力供需形势紧平衡，通过增购外电、最大化跨省跨区支援等措施，电力供需偏紧局势可得到缓解。迎峰度冬期间，随着常规电源的进一步投产，电力供需形势改善。

电力市场交易规模进一步扩大

新一轮电力体制改革进行的十年来，全国市场化交易电量已由2016年的1.1万亿千瓦时，增长至2024年的6.17万亿千瓦时，十年间增加5.6倍，占全社会用电量的比重由17%提升至62.7%，十年间增长3.7倍。

进入2025年，新能源全面入市参与电力交易，多元主体参与到中长期交易和现货交易，同时随着省间交易通道的打通，将带来电力市场交易规模的扩大，预测2025年，全国市场化交易电量增幅继续保持9%，交易总量将达到6.7万亿千瓦时以上。占全社会用电量的比重保持稳中有升，同比增长1.3个百分点，达到64%。

电网公平开放专项监管时代来临

2025年，电网公平开放迎来专项监管。3月25日，国家能源局发布关于开展电网公平开放专项监管工作的通知。文件明确加强能源行业自然垄断环节监管，开展电网公平开放专项监管。此次专项监管覆盖天津、河北、山西、内蒙古、吉林、上海、江苏、浙江、安徽、江西、山东、湖北、湖南、广西、云南、陕西、甘肃、青海、宁夏等19个省（区、市）电网企业。

监管通过自查——现场核查——整改——总结四阶段形成闭环。明确将电网公平开放作为“加快构建新型电力系统、支撑新型能源体系建设”的重要基础性工作，直指接网工程回购拖延、流程不透明、技术歧视等“卡脖子”问题。通过强化自然垄断环节监管，为新能源、储能、增量配电网等主体扫清接入障碍，不仅直击电网垄断领域的潜在壁垒，更以政策革新释放出对新能源产业向高质效转型的强力驱动信号。

绿电/绿证交易规模进一步扩大

2025年3月，国家发展改革委等五部门发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，明确提出到2027年完善绿证交易制度，到2030年实现绿证市场高效运行，并通过“强制消费+自愿消费”双轨机制扩大需求。

2025年绿电/绿证市场将呈现三大趋势：

交易规模持续跃升：预计全国绿证核发累计量有望突破100亿个，绿证交易量将突破10亿个，绿电交易规模超5000亿千瓦时。

市场主体多元化：更多类型主体深度参与，绿证流通延伸至更多领域。

国际影响力提升：中国绿证有望成为全球碳关税互认的重要凭证。

配电网向“有源双向”智能系统转型

在2024年印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》中，明确配电网高质量发展目标：“到2025年，供电能力合理充裕，具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力”。这意味着2025年配电网承载能力大幅跃升。意见明确，推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变。主要表现在网架结构、电网承载力、兼容性、数字化与灵活性方面：

网架结构：到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕；

电网承载力：配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力，实现“源网荷储”动态平衡；

兼容性：有源配电网与大电网兼容并蓄，配电网数字化转型全面推进，开放共享系统逐步形成，支撑多元创新发展；智慧调控运行体系加快升级，在具备条件地区推广车网协调互动和构网型新能源、构网型储能等新技术。

数字化与灵活性：AI驱动的智能调度系统广泛应用，微电网与虚拟电厂成为局部区域供电核心，减少对主干网依赖。

以上节选自《2024年售电行业年度报告》

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