電力系統，重磅改革

作者 |萬連山

來源 |格隆

中國電力市場的“自由市場化”，是個被長期討論的問題。

不過改革10年，終有成效。

2015年新一輪電改啟動時，市場化交易電量還不足1萬億千瓦時，占全社會用電量的比重連10%都不到。

但據能源局數據，2025年10月單月全國電力市場交易電量，就達到了5638億千瓦時，同比增長15.6%，增速較1-10月累計增速大幅提升7.7%，占當月全社會用電量（8572 億千瓦時）比重達到65.8%，較去年同期提高 3.2%。

分地區看，廣東的市場化交易占比逼近70%，山東也達到65.2%，基本快趕上歐美成熟市場的水平了。

更令人沒想到的是，民企也開始進軍發電領域，雖然現在市場份額不足10%，但已經打破了央企完全壟斷的固有印象。

市場經濟，正在攻下計劃經濟的又一塊關鍵領地。

不改不行

改革是一定要改的，不改不行。

就像夏天的空調。

不是想不想裝的問題，是再不裝就要中暑了。

核心痛點有三。

第一，計劃經濟的后遺癥終于發作。

若把中國電力行業比作一家老牌國企，曾經的它絕對是鐵飯碗的代名詞。

那時候搞的是“煤電標桿價”，相當于給電價定了個終身低保。

發電的只管燒煤發電，電網的只管送電收錢，用戶的只管按月交錢，不管市場上煤價漲上天還是跌成狗，電價都雷打不動。

說好聽點是穩定可控，實際上就是一潭死水，典型的計劃經濟遺腹子。

這種操作在能源價格平穩的時候還能蒙混過關，一旦遇到原料漲價，發電企業直接變成冤大頭。

2022年國際煤價瘋漲，澳大利亞紐卡斯爾動力煤價一度突破440美元 / 噸，比2020年漲了6倍多。

國內火電企業成本暴增，但電價只能小幅浮動，結果當年火電行業整體虧損超1000億元，相當于每發一度電就虧一毛錢，發得越多虧得越多。

更難頂的是，用戶端還在抱怨電價高，一邊是電廠虧得哭，一邊是用戶不滿意，中間的電網卻旱澇保收，這種“兩頭受氣、中間躺贏”的結構，簡直是市場經濟里的奇葩存在。

除了價格扭曲，資源配置也挺混亂。

西北的風電場拼了命發電，卻因為電網通道“腸梗阻”，每年有大量風電白白浪費；華東的工廠急著用電，卻只能守著本地高價電，眼睜睜看著西北的低價電送不過來。

2023年蒙西的棄風率6.8%，青海的棄光率高達8.6%，相當于每年有幾十億千瓦時的電發了個寂寞，比一個中等城市的年用電量還多。

這種東旱西澇的荒誕劇情，每天都在電力系統里上演。

第二，工業用電成本太高。

居民電價十幾年不變，看似便宜，其實是工業用戶在補貼。

工業電價比居民高兩倍多，高耗能企業苦不堪言。

2020年之前，工業用戶的市場化交易占比不足30%，也就是說70%的用電都得按固定價買單，就算市場上煤價跌了，電價也一分不少。

尤其是高耗能的鋼鐵、化工企業，電費占生產成本的比重能到30%。

但隨著工業產能越來越大，他們迫切需要能“隨行就市”的電價，能在電力富余的時候低價囤電，在高峰的時候少用電。

在這樣的大背景中，2024年《電力市場運行基本規則》強制工業用戶全面入市，一下子就把市場化交易的盤子做大了，當年市場化交易電量就突破6.18萬億千瓦時，占比高達62.7%。

第三，新能源倒閉老系統升級。

2025年全國風光總裝機突破1400GW，占總裝機的比重超過46%，但發電量占比才剛到25%，剩下的75%還得靠火電。

就像給老破小的房子裝了最先進的智能家居，線路帶不動，再好的設備也白搭。

風電光電最大的特點是看天吃飯，風大的時候電多得用不完，沒風沒光的時候又掉鏈子，這與以“穩”為核心的電力系統簡直是格格不入。

以前能源單一的時候，調度員閉著眼睛都能安排發電；現在得盯著風電預測曲線，風一吹就趕緊讓火電降負荷，風一停又得讓火電猛踩油門……

更頭疼的是消納問題。

2023年，青海的棄光率8.6%，西藏更是高達22%，相當于上百億千瓦時的綠電空轉浪費。

這些綠電要是能送出去，能減少上千萬噸二氧化碳排放。

但舊的調度體系是“計劃配給制”，新能源想搶火電的飯碗，比實習生想搶部門經理的工位還難。

新能源企業要么接受低于成本的電價，要么只能停機。

這種情況下，如果再不走出舒適圈、建立靈活調節的市場機制，再多的風光裝機也只是擺設。

不改真的不行。

破冰與進階

電力的市場化改革，相當于用電領域的改革開放。

同樣需要摸著石頭過河。

大體上分為四個階段，與我們熟知的改開歷史脈絡基本一致。

第一階段，頂層設計，2015-2017年。

2015年3月，《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》、也就是電力圈人盡皆知的“9號文”出爐。

這篇一萬多字的文件，核心就講清了一件事：管住中間、放開兩頭。

“管住中間”就是把電網這個“輸電線”管起來，政府定好輸配電價，不讓它再靠賺差價躺贏；“放開兩頭”則是把發電側和售電側的大門打開，讓大家進來公平競爭。

2016年先在深圳、蒙西等5個地方試水。

深圳試點后，輸配電價下降了18%，工業用戶一年省了20多億元電費，讓大家看到改革確實有效，這才有下一個階段。

第二階段，試點先行探路2018-2020年。

2018年，國家能源局選中廣東、山西、甘肅等8個省份，啟動電力現貨市場試點。

初期差點翻車。廣東2019年第一次現貨試結算時，就遇到價格飆太高的問題：高峰時段現貨電價沖到1.3元/千瓦時，是平時的3倍多；而深夜新能源大發時，又出現了負電價。

其實是當時規則不完善，既沒考慮用戶的錯峰響應，也沒給電廠的調節空間。

邊試邊改，到2020年底，8個試點省份才都完成了至少一輪試結算。

這一階段還有個大動作：售電側放開。

2016年全國注冊售電公司還不足300家，基本是央企的后花園，到2020年底就已經突破 4000家，民營企業占比超過50%。

第三階段，從省域小市場到區域大市場，2021-2023年。

2021年9月，華北電力現貨市場正式啟動，把北京、天津、河北等6個省市的市場連在一起，是全國首個區域現貨市場。

以前，河北的風電發多了只能浪費，現在則能通過區域市場送到北京，2022年跨區現貨交易達120億千瓦時，相當于救活了3個大型風電場。

2022年煤價暴漲，反而成了改革的催化劑。

當年火電企業虧得一塌糊涂，不少地方出現“停機保供”壓力。

政府不得不緊急出臺政策，把燃煤發電上網電價的浮動范圍從“±10%”擴大到“±20%”，高耗能企業還能“不限上限”。

效果立竿見影：廣東高峰時段電價漲到0.7元/千瓦時，火電企業終于“扭虧為盈”；同時，用戶端也開始主動錯峰用電，高峰負荷下降5%。

到2023年底，全國市場化交易電量占比突破60%，比2016年翻了近4倍。

第四階段，擴大到全國統一市場，2024年。

2024年2月，修訂后的《電力市場運行基本規則》正式出臺，加上6項配套規則，形成了“1+6”基礎規則體系，相當于給全國電力市場定了“統一度量衡”。

以前售電公司想跨省做生意，得準備11套材料，現在一次注冊就能全國通行，潮流能源科技的董事長算過一筆賬：這一下就把跨省經營成本降了三成。

到2025年，已有16個省份實現現貨連續結算，雖然交易間隔還是1小時（比德國的 15 分鐘慢很多），但現貨交易電量突破2200億千瓦時，占比達4.1%。

廣東的現貨市場最成熟，高峰時段現貨電價能比中長期合約高105%。

跨區交易的堵點也在逐步打通。

2024年全國跨省跨區市場化交易電量達1.4萬億千瓦時，比2016年增長了10余倍。

以前西北的風電送華東，得靠行政命令分配額度，現在可以通過市場化協商定價，新疆的風電通過“疆電外送”通道送到上海，價格比上海本地火電低0.1元/千瓦時，雙方都劃算。

國家能源局明確了目標：到2029年全面建成全國統一電力市場，到時候電力就能像快遞一樣全國自由流動。

初見成效

不用等到2029年，現在已經能看見改革的初步成果。

最直觀的當然是體量的暴漲。

2015年新一輪電改啟動時，市場化交易電量還不足1萬億千瓦時，占全社會用電量的比重連10%都不到；2025年1-10月，飆升至5.49萬億千瓦時，占比高達63.7%。

相當于每用10度電，就有6度多是通過市場交易來的；相比曾經的1度不到，這滲透率提升速度是非?？鋸埖摹?/p>

更重要的是，交易的“版圖”確實擴大了。以前電力交易基本是“省內自循環”，西北的電再好，也送不到華東。

但2025年1-10月，跨省跨區交易電量達13261億千瓦時，同比增長12.5%，占總交易電量的24.1%。

現在每交易4度電，就有1度是跨省流動來的，西北的風電、西南的水電終于能跋山涉水去點亮大灣區的燈光了。

這就像以前每個省都有自己的小賣部，現在建成了全國連鎖超市，貨物流通更方便了。

當然，頑疾依然還在。

雖然跨省交易量增長了，但市場化占比還是只有22.4%，大部分仍然是計劃外送。

西北的風電想送華東，得層層審批，等手續辦完，風早就停了。

2023 年蒙西棄風率還有6.8%，要是能像歐洲那樣搞“市場耦合”，這些電早就變成真金白銀了。

更關鍵的是市場競爭不足。

以前的電力市場，基本是“三桶油”式的壟斷格局：發電端是幾大央企說了算，售電端是電網一家獨大，用戶只能乖乖交錢。

現在，市場的大門表面上初步打開。

2016年新電改初期，全國注冊售電公司還不足300 家，基本是央企后花園，2024 年底就突破5000家，增長了近17倍，民營企業占比超過60%。

僅廣東一個省就有1248家售電公司，比德國全國的活躍售電公司還多6倍。

但其中70%是小微套利型企業，真正有專業能力的沒幾家。

廣東的市場集中度仍然高達68.5%，還是幾家大企業說了算。

就像你的手機套餐，看似的有很多花樣，但定價權始終在三巨頭手中。

用戶其實沒有太多選擇。