作者 | 萬連山

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中國電力市場的“自由市場化”轉(zhuǎn)型，是長期備受關(guān)注的議題。歷經(jīng)十年改革，如今已取得顯著進展。

2015年新一輪電改啟動時，市場化交易電量不足1萬億千瓦時，占全社會用電量比重尚不足10%。而據(jù)能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2025年10月單月全國電力市場交易電量達5638億千瓦時，同比增長15.6%，增速較1-10月累計增速提升7.7個百分點，占當(dāng)月全社會用電量（8572億千瓦時）的65.8%，較去年同期提高3.2個百分點。

分地區(qū)看，廣東市場化交易占比逼近70%，山東達65.2%，已接近歐美成熟市場水平。值得注意的是，民營企業(yè)開始涉足發(fā)電領(lǐng)域，雖目前市場份額不足10%，但已打破央企完全壟斷的格局，市場經(jīng)濟正逐步滲透計劃經(jīng)濟的關(guān)鍵領(lǐng)域。

01

改革勢在必行

電力系統(tǒng)改革并非可選，而是必須推進的任務(wù)，其核心痛點主要有三：

其一，計劃經(jīng)濟后遺癥凸顯。過去實行“煤電標(biāo)桿價”機制，電價固定，發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)與用戶各自按計劃運行。這種模式在能源價格穩(wěn)定時尚可維持，但原料漲價時，發(fā)電企業(yè)便陷入困境。2022年國際煤價飆升，國內(nèi)火電企業(yè)成本激增卻難以調(diào)整電價，當(dāng)年行業(yè)整體虧損超1000億元。同時，資源配置失衡，西北風(fēng)電、光電因電網(wǎng)通道限制大量浪費，而華東地區(qū)卻面臨電力緊張，2023年蒙西棄風(fēng)率6.8%、青海棄光率8.6%，資源浪費問題突出。

其二，工業(yè)用電成本過高。居民電價長期穩(wěn)定，實則由工業(yè)用戶補貼，工業(yè)電價比居民高兩倍多，高耗能企業(yè)電費占生產(chǎn)成本比重可達30%。2020年前工業(yè)用戶市場化交易占比不足30%，難以根據(jù)市場調(diào)整用電成本。2024年《電力市場運行基本規(guī)則》強制工業(yè)用戶全面入市，當(dāng)年市場化交易電量突破6.18萬億千瓦時，占比達62.7%。

其三，新能源發(fā)展倒逼系統(tǒng)升級。2025年全國風(fēng)光總裝機突破1400GW，占總裝機比重超46%，但發(fā)電量占比僅25%。新能源發(fā)電具有間歇性，與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性需求存在矛盾，舊有調(diào)度體系難以適配，導(dǎo)致棄風(fēng)棄光問題嚴(yán)重，2023年青海棄光率8.6%、西藏達22%，若不建立靈活市場機制，新能源裝機將難以充分利用。

02

改革的四個階段

電力市場化改革如同用電領(lǐng)域的“改革開放”，需逐步探索，大致分為四個階段：

第一階段（2015-2017年）：頂層設(shè)計。2015年“9號文”出臺，提出“管住中間、放開兩頭”，即規(guī)范電網(wǎng)輸配電價，開放發(fā)電側(cè)與售電側(cè)競爭。2016年在深圳、蒙西等5地試點，深圳輸配電價下降18%，工業(yè)用戶年省電費20多億元，驗證了改革可行性。

第二階段（2018-2020年）：試點探路。2018年廣東、山西等8省啟動電力現(xiàn)貨市場試點，初期雖遇價格波動問題，但通過調(diào)整規(guī)則逐步完善。售電側(cè)放開后，注冊售電公司從2016年不足300家增至2020年底4000余家，民營企業(yè)占比超50%。

第三階段（2021-2023年）：區(qū)域市場拓展。2021年華北區(qū)域現(xiàn)貨市場啟動，實現(xiàn)6省市電力互通，2022年跨區(qū)現(xiàn)貨交易達120億千瓦時。2022年煤價上漲倒逼電價浮動范圍擴大至±20%（高耗能企業(yè)不限上限），廣東高峰電價上漲使火電企業(yè)扭虧，用戶主動錯峰用電。2023年底市場化交易電量占比突破60%。

第四階段（2024年至今）：全國統(tǒng)一市場推進。2024年修訂的《電力市場運行基本規(guī)則》及6項配套規(guī)則形成“1+6”體系，簡化跨省經(jīng)營手續(xù)，降低企業(yè)成本。2025年16省實現(xiàn)現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算，現(xiàn)貨交易電量突破2200億千瓦時，跨省跨區(qū)市場化交易電量增長顯著。國家能源局目標(biāo)為2029年全面建成全國統(tǒng)一電力市場。

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改革成效與挑戰(zhàn)

改革成效已初步顯現(xiàn)：2025年1-10月市場化交易電量達5.49萬億千瓦時，占比63.7%，較2015年大幅提升；跨省跨區(qū)交易電量13261億千瓦時，同比增長12.5%，占總交易電量24.1%，資源跨區(qū)域配置能力增強。

但仍存在挑戰(zhàn)：跨省交易中市場化占比僅22.4%，計劃外送仍占主導(dǎo)，審批流程繁瑣導(dǎo)致新能源電力難以高效調(diào)配；市場競爭不足，售電公司雖數(shù)量增長至5000余家（民營企業(yè)占比超60%），但70%為小微套利型企業(yè)，廣東市場集中度仍達68.5%，用戶選擇空間有限。