午间光伏大发时段现货电价跌至谷底，晚高峰用电时段价格冲至顶点——2025年中国电力现货市场呈现的“鸭形曲线”，正在用最直接的价格信号揭示新能源大规模入市后的价值分化。25个省级/区域电力现货市场实现连续结算运行，新能源上网电量全部参与市场交易。水电水利规划设计总院这份年度报告用翔实的数据描绘了电力市场改革关键之年的全景。

2025年是中国电力市场改革的里程碑之年。全国统一电力市场“1+6”基础规则体系构建完成——《电力市场运行基本规则》作为主干，配套《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》《电力市场信息披露基本规则》《电力市场注册基本规则》等支撑规则。25个省级/区域电力现货市场实现连续结算运行，现货市场基本实现全覆盖。

新能源上网电量全部参与市场交易，发电侧市场化电量实现重要扩容。在市场外建立了新能源可持续发展价格结算机制，以保障新能源投资成本回收和市场化平稳过渡。99个绿电直连项目完成审批，涉及新能源装机3405万千瓦，探索就近消纳新模式。

从日内来看，各省分时现货均价大多呈现深度不同的“鸭形曲线”——最低价格集中在午间光伏出力较高时段，最高价格集中在晚高峰用电时段。这一价格形态直接反映了新能源出力的“反调峰”特性：光伏大发时供给过剩压低电价，光伏出力归零后火电边际成本推高电价。

从月度来看，价格波动同样反映了气象与季节性因素。多地10月份价格最高（当月阴雨较多、新能源出力明显偏低）；北方省份11月份价格较低（供暖与大风季叠加，风电出力增加）；南方6月份价格较低（丰水期外电占比提高，水电增发压低电价）。

风光现货捕获价格呈现明显的地域分化。中东部地区的浙江、安徽、湖北价格相对较高，这些地区负荷密度大、本地新能源资源相对有限，现货价格受火电边际成本支撑较强。“三北”地区的甘肃、内蒙古西部地区价格相对较低，这些地区风光资源丰富但本地消纳能力有限，外送通道容量制约下现货价格承压。

从品种来看，风电捕获均价总体高于光伏发电捕获均价。这主要源于风电出力曲线相对平滑（日内波动小于光伏），且风电在晚高峰时段仍有出力，能够捕获更高价格的时段电量。光伏出力集中在午间低价时段，捕获价格天然处于劣势。这一价格信号将引导新增装机的时空布局优化。

2025年绿证交易9.3亿个，同比增长108%。2025年电量绿证均价为5.57元/个，2024年电量绿证均价为2.12元/个——新增绿证环境价值认可度更高，市场需求更加旺盛。绿证价格的显著上涨反映了绿色电力消费需求的快速释放，也体现了RE100对中国绿证的全面认可带来的国际市场需求拉动。

存量项目保障机制总体呈现“五高五低”特征：分布式高于集中式、光伏高于风电（部分地区）、早投产高于晚投产、平价高于补贴、中东部高于西部。机制电量差异化设定，上海、福建、重庆、北京等地高比例或全额保障，河北、湖北、宁夏等地较低。机制电价多按燃煤基准价，个别燃煤基准价较高地区适当降低。

增量项目竞价结果价格差异显著：风电最高上海0.4155元/千瓦时、最低甘肃0.1954元/千瓦时；光伏最高上海0.4155元/千瓦时、最低新疆0.15元/千瓦时。多数省份风电高于光伏，但湖南、山西、吉林相反，甘肃、安徽等7省风光同价。申报竞争强度分化明显：湖北最激烈（167%），云贵相对温和（110%）。