中国电力市场的“自由市场化”，是个被长期讨论的问题。
不过改革10年，终有成效。
2015年新一轮电改启动时，市场化交易电量还不足1万亿千瓦时，占全社会用电量的比重连10%都不到。
但据能源局数据，2025年10月单月全国电力市场交易电量，就达到了5638亿千瓦时，同比增长15.6%，增速较1—10月累计增速大幅提升7.7%，占当月全社会用电量（8572亿千瓦时）比重达到65.8%，较去年同期提高3.2%。
分地区看，广东的市场化交易占比逼近70%，山东也达到65.2%，基本快赶上欧美成熟市场的水平了。
更令人没想到的是，民企也开始进军发电领域，虽然现在市场份额不足10%，但已经打破了央企完全垄断的固有印象。
市场经济，正在攻下计划经济的又一块关键领地。
不改不行
改革是一定要改的，不改不行。
就像夏天的空调，不是想不想装的问题，是再不装就要中暑了。
核心痛点有三。
第一，计划经济的后遗症终于发作。
若把中国电力行业比作一家老牌国企，曾经的它绝对是铁饭碗的代名词。
那时候搞的是“煤电标杆价”，相当于给电价定了个终身低保。
发电的只管烧煤发电，电网的只管送电收钱，用户的只管按月交钱，不管市场上煤价涨上天还是跌成狗，电价都雷打不动。
说好听点是稳定可控，实际上就是一潭死水，典型的计划经济遗腹子。
这种操作在能源价格平稳的时候还能蒙混过关，一旦遇到原料涨价，发电企业直接变成冤大头。
2022年国际煤价疯涨，澳大利亚纽卡斯尔动力煤价一度突破440美元/吨，比2020年涨了6倍多。
国内火电企业成本暴增，但电价只能小幅浮动，结果当年火电行业整体亏损超1000亿元，相当于每发一度电就亏一毛钱，发得越多亏得越多。
更难顶的是，用户端还在抱怨电价高，一边是电厂亏得哭，一边是用户不满意，中间的电网却旱涝保收，这种“两头受气、中间躺赢”的结构，简直是市场经济里的奇葩存在。
除了价格扭曲，资源配置也挺混乱。
西北的风电场拼了命发电，却因为电网通道“肠梗阻”，每年有大量风电白白浪费；华东的工厂急着用电，却只能守着本地高价电，眼睁睁看着西北的低价电送不过来。
2023年蒙西的弃风率6.8%，青海的弃光率高达8.6%，相当于每年有几十亿千瓦时的电发了个寂寞，比一个中等城市的年用电量还多。
这种东旱西涝的荒诞剧情，每天都在电力系统里上演。
第二，工业用电成本太高。
居民电价十几年不变，看似便宜，其实是工业用户在补贴。
工业电价比居民高两倍多，高耗能企业苦不堪言。
2020年之前，工业用户的市场化交易占比不足30%，也就是说70%的用电都得按固定价买单，就算市场上煤价跌了，电价也一分不少。
尤其是高耗能的钢铁、化工企业，电费占生产成本的比重能到30%。
但随着工业产能越来越大，他们迫切需要能“随行就市”的电价，能在电力富余的时候低价囤电，在高峰的时候少用电。
在这样的大背景中，2024年《电力市场运行基本规则》强制工业用户全面入市，一下子就把市场化交易的盘子做大了，当年市场化交易电量就突破6.18万亿千瓦时，占比高达62.7%。
第三，新能源倒逼老系统升级。
2025年全国风光总装机突破1400GW，占总装机的比重超过46%，但发电量占比才刚到25%，剩下的75%还得靠火电。
就像给老破小的房子装了最先进的智能家居，线路带不动，再好的设备也白搭。
风电光电最大的特点是看天吃饭，风大的时候电多得用不完，没风没光的时候又掉链子，这与以“稳”为核心的电力系统简直是格格不入。
以前能源单一的时候，调度员闭着眼睛都能安排发电；现在得盯着风电预测曲线，风一吹就赶紧让火电降负荷，风一停又得让火电猛踩油门……
更头疼的是消纳问题。
2023年，青海的弃光率8.6%，西藏更是高达22%，相当于上百亿千瓦时的绿电空转浪费。
这些绿电要是能送出去，能减少上千万吨二氧化碳排放。
但旧的调度体系是“计划配给制”，新能源想抢火电的饭碗，比实习生想抢部门经理的工位还难。
新能源企业要么接受低于成本的电价，要么只能停机。
这种情况下，如果再不走出舒适圈、建立灵活调节的市场机制，再多的风光装机也只是摆设。
不改真的不行。
破冰与进阶
电力的市场化改革，相当于用电领域的改革开放。同样需要摸着石头过河。
大体上分为四个阶段，与我们熟知的改开历史脉络基本一致。
第一阶段，顶层设计，2015—2017年。
2015年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、也就是电力圈人尽皆知的“9号文”出炉。
这篇一万多字的文件，核心就讲清了一件事：管住中间、放开两头。
“管住中间”就是把电网这个“输电线”管起来，政府定好输配电价，不让它再靠赚差价躺赢；“放开两头”则是把发电侧和售电侧的大门打开，让大家进来公平竞争。
2016年先在深圳、蒙西等5个地方试水。
深圳试点后，输配电价下降了18%，工业用户一年省了20多亿元电费，让大家看到改革确实有效，这才有下一个阶段。
第二阶段，试点先行探路，2018—2020年。
2018年，国家能源局选中广东、山西、甘肃等8个省份，启动电力现货市场试点。
初期差点翻车。广东2019年第一次现货试结算时，就遇到价格飙太高的问题：高峰时段现货电价冲到1.3元/千瓦时，是平时的3倍多；而深夜新能源大发时，又出现了负电价。
其实是当时规则不完善，既没考虑用户的错峰响应，也没给电厂的调节空间。
边试边改，到2020年底，8个试点省份才都完成了至少一轮试结算。
这一阶段还有个大动作：售电侧放开。
2016年全国注册售电公司还不足300家，基本是央企的后花园，到2020年底就已经突破4000家，民营企业占比超过50%。
第三阶段，从省域小市场到区域大市场，2021—2023年。
2021年9月，华北电力现货市场正式启动，把北京、天津、河北等6个省市的市场连在一起，是全国首个区域现货市场。
以前，河北的风电发多了只能浪费，现在则能通过区域市场送到北京，2022年跨区现货交易达120亿千瓦时，相当于救活了3个大型风电场。
2022年煤价暴涨，反而成了改革的催化剂。
当年火电企业亏得一塌糊涂，不少地方出现“停机保供”压力。
政府不得不紧急出台政策，把燃煤发电上网电价的浮动范围从“±10%”扩大到“±20%”，高耗能企业还能“不限上限”。
效果立竿见影：广东高峰时段电价涨到0.7元/千瓦时，火电企业终于“扭亏为盈”；同时，用户端也开始主动错峰用电，高峰负荷下降5%。
到2023年底，全国市场化交易电量占比突破60%，比2016年翻了近4倍。
第四阶段，扩大到全国统一市场，2024年。
2024年2月，修订后的《电力市场运行基本规则》正式出台，加上6项配套规则，形成了“1+6”基础规则体系，相当于给全国电力市场定了“统一度量衡”。
以前售电公司想跨省做生意，得准备11套材料，现在一次注册就能全国通行，潮流能源科技的董事长算过一笔账：这一下就把跨省经营成本降了三成。
到2025年，已有16个省份实现现货连续结算，虽然交易间隔还是1小时（比德国的15分钟慢很多），但现货交易电量突破2200亿千瓦时，占比达4.1%。
广东的现货市场最成熟，高峰时段现货电价能比中长期合约高105%。
跨区交易的堵点也在逐步打通。
2024年全国跨省跨区市场化交易电量达1.4万亿千瓦时，比2016年增长了10余倍。
以前西北的风电送华东，得靠行政命令分配额度，现在可以通过市场化协商定价，新疆的风电通过“疆电外送”通道送到上海，价格比上海本地火电低0.1元/千瓦时，双方都划算。
国家能源局明确了目标：到2029年全面建成全国统一电力市场，到时候电力就能像快递一样全国自由流动。
初见成效
不用等到2029年，现在已经能看见改革的初步成果。
最直观的当然是体量的暴涨。
2015年新一轮电改启动时，市场化交易电量还不足1万亿千瓦时，占全社会用电量的比重连10%都不到；2025年1—10月，飙升至5.49万亿千瓦时，占比高达63.7%。
相当于每用10度电，就有6度多是通过市场交易来的；相比曾经的1度不到，这渗透率提升速度是非常夸张的。
更重要的是，交易的“版图”确实扩大了。以前电力交易基本是“省内自循环”，西北的电再好，也送不到华东。
但2025年1—10月，跨省跨区交易电量达13261亿千瓦时，同比增长12.5%，占总交易电量的24.1%。
现在每交易4度电，就有1度是跨省流动来的，西北的风电、西南的水电终于能跋山涉水去点亮大湾区的灯光了。
这就像以前每个省都有自己的小卖部，现在建成了全国连锁超市，货物流通更方便了。
当然，顽疾依然还在。
虽然跨省交易量增长了，但市场化占比还是只有22.4%，大部分仍然是计划外送。
西北的风电想送华东，得层层审批，等手续办完，风早就停了。
2023年蒙西弃风率还有6.8%，要是能像欧洲那样搞“市场耦合”，这些电早就变成真金白银了。
更关键的是市场竞争不足。
以前的电力市场，基本是“三桶油”式的垄断格局：发电端是几大央企说了算，售电端是电网一家独大，用户只能乖乖交钱。
现在，市场的大门表面上初步打开。
2016年新电改初期，全国注册售电公司还不足300家，基本是央企后花园，2024年底就突破5000家，增长了近17倍，民营企业占比超过60%。
仅广东一个省就有1248家售电公司，比德国全国的活跃售电公司还多6倍。
但其中70%是小微套利型企业，真正有专业能力的没几家。
广东的市场集中度仍然高达68.5%，还是几家大企业说了算。
就像你的手机套餐，看似有很多花样，但定价权始终在三巨头手中。用户其实没有太多选择。
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