2025年，在“双碳”目标引领与新型电力系统建设加速推进的背景下，电力市场政策体系持续完善，市场化改革纵深推进。从新能源电价市场化到新型储能机制创新，从跨区交易破局到煤电升级转型，一系列重磅政策落地生根，重塑电力市场发展格局。本文梳理年度十大政策类热门事件，解码电力市场高质量发展的政策逻辑。
📌 阅读提示：全文按时间脉络梳理政策事件，每个事件附核心要点提炼，关键政策文件与数据已加粗标注，方便快速抓取重点。
一、1月：深化新能源上网电价市场化改革新政出台，推动电量全面入市
核心要点：新能源电量全面入市，区分存量/增量项目定价机制，完善现货与中长期交易规则
国家发改委、国家能源局联合印发《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），
明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。政策区分存量与增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，存量项目延续现行价格政策，增量项目机制电价通过年度竞价形成。
同时完善现货与中长期市场交易规则，放宽现货市场限价，缩短中长期交易周期至周、多日乃至逐日开市，为新能源市场化交易筑牢制度基础。
二、2月：八部门联合发布新型储能制造业行动方案，锚定2027年发展目标
核心要点：锚定2027年储能制造发展目标，部署六大专项行动，强化安全技术攻关
工业和信息化部等八部门联合印发《新型储能制造业高质量发展行动方案》
提出到2027年培育3—5家生态主导型企业、实现产业高端化智能化绿色化发展的目标。方案部署六大专项行动，包括技术创新、产业协同、转型升级、示范应用、生态完善和贸易合作，明确推动独立储能主体参与电力市场，攻关全生命周期安全技术，建立储能电池安全风险评估体系，为新型储能制造业高质量发展划定路线图。
三、2月：强制配储政策正式退场，新能源配储转向“按需配置”
核心要点：取消强制配储，推行“按荷配储”替代机制，引导储能向收益驱动转型
伴随136号文落地，国家正式取消新能源项目强制配储要求，终结此前各省普遍实行的10%-20%配储比例规定。替代机制同步兴起，云南等省份推出“按荷配储”政策，要求新能源项目自发自用比例不低于60%，通过源荷精准匹配替代刚性配储要求。这一转变推动行业从“为政策配储”转向“为收益配储”，工商业用户侧储能因峰谷套利空间凸显，成为市场投资新热点。
四、4月：两部门印发现货市场建设加速通知，明确全覆盖时间表与验收标准
核心要点：划定现货市场建设时限，建立第三方评估校验机制，推动用户侧主体入市
国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合印发《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）
明确2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖并开展连续结算运行。政策细化各地推进节点，要求湖北、浙江分别于6月底前、12月底前转入正式运行，16个省份启动连续结算试运行，南方区域同步启动区域现货市场连续结算试运行。
创新建立第三方评估与技术校验机制，未通过系统校验的地区不得转入试运行，正式运行需经省级政府批准并备案。同时要求现货运行省份年底前实现用户侧主体全流程参与交易，明确中长期签约履约比例需符合保供要求，为现货市场高质量运行筑牢制度保障。
五、4月：新一代煤电升级专项行动启动，建立四维技术指标体系
核心要点：建立煤电四维技术指标体系，推动煤电向新能源调节支撑主体转型
国家发改委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》
从清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行四个维度建立煤电技术指标体系。方案明确新建机组需预留低碳化改造条件，试点示范机组度电碳排放水平较2024年同类型机组降低10%-20%，同时首次明确低负荷煤耗攀升幅度、负荷变化速率等6项调节能力指标，推动煤电从传统供电主体向新能源调节支撑主体转型。
六、6月：国家能源局明确新型储能市场地位，推动多元场景试点
核心要点：明确储能平等市场地位，推进多元场景试点，培育新质生产力
国家能源局在答复全国人大建议时，明确新型储能等新型经营主体与其他经营主体享有平等市场地位，出台《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》
政策优化新型储能市场注册流程，推动其公平参与电能量和辅助服务市场，同时组织开展多元应用场景试点，涵盖电源侧、电网侧等各类场景，并通过首台（套）装备评选推动国产化技术研发应用，助力培育能源领域新质生产力。
七、7月：南方区域修订调频辅助服务规则，拓展第三方主体准入
核心要点：取消储能调频准入门槛，强化性能导向补偿，完善费用分摊机制
南方能源监管局组织修订《南方区域调频辅助服务市场交易实施细则》，
核心修订内容包括三方面：
一是拓展市场主体范围，明确独立储能电站、直控型可调节负荷等第三方主体准入机制，取消接入电压等级和容量门槛限制；
二是优化激励机制，取消调频容量补偿，全面转向性能导向评价；
三是规范费用分摊，现货连续运行地区由工商业用户与未参与电能量市场的发电侧电量共同分摊费用。
此次修订破解了灵活资源参与辅助服务的制度障碍，为全国辅助服务市场体系完善提供示范经验。
八、7月：跨电网经营区常态化交易机制确立，加速全国统一市场建设
核心要点：确立跨网常态化交易机制，统一市场规则，加速全国统一市场建设
国家发改委原则同意《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，
要求国家电网、南方电网在2025年底前实现跨电网交易常态化开市，统一市场规则、交易品种和交易时序。
方案明确2025年迎峰度夏期间依托该机制优化电力资源配置，实现市场成员“一地注册、全国共享”，完善跨省跨区应急调度价格机制，为打破市场分割、提升网间通道利用效率提供制度保障。
九、9月：新能源就近消纳价格机制完善，明确费用分担与市场准入规则
核心要点：明确就近消纳60%自发自用要求，建立“谁受益、谁负担”费用机制
国家发改委、国家能源局印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）
明确就近消纳项目需满足新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%的要求。政策建立“谁受益、谁负担”的费用分担机制，项目按容（需）量缴纳输配电费，下网电量缴纳系统运行费，同时赋予项目平等市场地位，
原则上作为统一整体参与电力市场交易，为新能源就地消纳提供政策支撑。
