电力系统市场化改革：十年破冰，成效初显

作者 | 万连山

数据支持 | 勾股大数据（www.gogudata.com）

中国电力市场的“自由市场化”转型，是长期备受关注的议题。历经十年改革，如今已取得显著进展。

2015年新一轮电改启动时，市场化交易电量不足1万亿千瓦时，占全社会用电量比重尚不足10%。而据能源局数据，2025年10月单月全国电力市场交易电量达5638亿千瓦时，同比增长15.6%，增速较1-10月累计增速提升7.7个百分点，占当月全社会用电量（8572亿千瓦时）的65.8%，较去年同期提高3.2个百分点。

分地区看，广东市场化交易占比逼近70%，山东达65.2%，已接近欧美成熟市场水平。值得注意的是，民营企业开始涉足发电领域，虽目前市场份额不足10%，但已打破央企完全垄断的格局，市场经济正逐步渗透计划经济的关键领域。

01

改革势在必行

电力系统改革并非可选，而是必须推进的任务，其核心痛点主要有三：

其一，计划经济后遗症凸显。过去实行“煤电标杆价”机制，电价固定，发电企业、电网与用户各自按计划运行。这种模式在能源价格稳定时尚可维持，但原料涨价时，发电企业便陷入困境。2022年国际煤价飙升，国内火电企业成本激增却难以调整电价，当年行业整体亏损超1000亿元。同时，资源配置失衡，西北风电、光电因电网通道限制大量浪费，而华东地区却面临电力紧张，2023年蒙西弃风率6.8%、青海弃光率8.6%，资源浪费问题突出。

其二，工业用电成本过高。居民电价长期稳定，实则由工业用户补贴，工业电价比居民高两倍多，高耗能企业电费占生产成本比重可达30%。2020年前工业用户市场化交易占比不足30%，难以根据市场调整用电成本。2024年《电力市场运行基本规则》强制工业用户全面入市，当年市场化交易电量突破6.18万亿千瓦时，占比达62.7%。

其三，新能源发展倒逼系统升级。2025年全国风光总装机突破1400GW，占总装机比重超46%，但发电量占比仅25%。新能源发电具有间歇性，与传统电力系统的稳定性需求存在矛盾，旧有调度体系难以适配，导致弃风弃光问题严重，2023年青海弃光率8.6%、西藏达22%，若不建立灵活市场机制，新能源装机将难以充分利用。

02

改革的四个阶段

电力市场化改革如同用电领域的“改革开放”，需逐步探索，大致分为四个阶段：

第一阶段（2015-2017年）：顶层设计。2015年“9号文”出台，提出“管住中间、放开两头”，即规范电网输配电价，开放发电侧与售电侧竞争。2016年在深圳、蒙西等5地试点，深圳输配电价下降18%，工业用户年省电费20多亿元，验证了改革可行性。

第二阶段（2018-2020年）：试点探路。2018年广东、山西等8省启动电力现货市场试点，初期虽遇价格波动问题，但通过调整规则逐步完善。售电侧放开后，注册售电公司从2016年不足300家增至2020年底4000余家，民营企业占比超50%。

第三阶段（2021-2023年）：区域市场拓展。2021年华北区域现货市场启动，实现6省市电力互通，2022年跨区现货交易达120亿千瓦时。2022年煤价上涨倒逼电价浮动范围扩大至±20%（高耗能企业不限上限），广东高峰电价上涨使火电企业扭亏，用户主动错峰用电。2023年底市场化交易电量占比突破60%。

第四阶段（2024年至今）：全国统一市场推进。2024年修订的《电力市场运行基本规则》及6项配套规则形成“1+6”体系，简化跨省经营手续，降低企业成本。2025年16省实现现货连续结算，现货交易电量突破2200亿千瓦时，跨省跨区市场化交易电量增长显著。国家能源局目标为2029年全面建成全国统一电力市场。

03

改革成效与挑战

改革成效已初步显现：2025年1-10月市场化交易电量达5.49万亿千瓦时，占比63.7%，较2015年大幅提升；跨省跨区交易电量13261亿千瓦时，同比增长12.5%，占总交易电量24.1%，资源跨区域配置能力增强。

但仍存在挑战：跨省交易中市场化占比仅22.4%，计划外送仍占主导，审批流程繁琐导致新能源电力难以高效调配；市场竞争不足，售电公司虽数量增长至5000余家（民营企业占比超60%），但70%为小微套利型企业，广东市场集中度仍达68.5%，用户选择空间有限。