市场动态
2025年3月15日，我国新一轮电力体制改革迎来十周年。自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来，中国电力行业以“管住中间、放开两头”为核心，构建了多层次市场体系，推动了能源结构优化与产业升级。
（来源：微信公众号“售电星星”作者：莫岭）
一、十年改革的核心成就
1.市场化交易规模跃升，资源配置效率提高
2024年全国市场化交易电量达6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的63%，较2016年增长近5倍。跨省跨区市场化交易电量突破1.4万亿千瓦时，同比增长超10倍，凸显区域协同能力提升。市场主体数量从4.2万家增至81.6万家，涵盖火电、新能源、储能等多元主体，市场活力显著释放。市场化电价“能涨能跌”机制初步建立，居民和工商业平均电价分别为全球主要经济体平均水平的32%和39%，处于国际较低水平，用能成本总体可控。
2.全国统一电力市场体系初步形成
多层次市场架构逐步完善，涵盖中长期、现货、辅助服务、绿电绿证等交易品种。山西、广东、山东、甘肃等省及国网省间的电力现货市场已正式运行，蒙西、湖北等地进入长周期结算试运行，区域市场协同机制（如长三角电力互济）逐步落地。
3.能源结构低碳转型成效显著
截至2024年底，我国可再生能源装机容量达18.89亿千瓦，占总装机的56%，其中风电5.21亿千瓦、光伏8.87亿千瓦，海上风电并网容量全球第一（4127万千瓦）。非化石能源发电量占比超40%，绿电交易量达2336亿千瓦时，同比增长235%。特高压输电线路突破4万公里，跨省输送电量2万亿千瓦时，有效缓解东部能源供需矛盾。
4.电力消费结构映射产业升级
2024年全社会用电量达9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%。高技术及装备制造业用电量增速达10.3%，远超制造业平均水平，新能源汽车、数字经济等领域贡献突出。第三产业用电量增长9.9%，互联网服务、充换电等新兴领域用电量增速超20%，体现经济结构向高端化、服务化转型。
二、当前面临的挑战
1.新能源消纳与系统稳定性矛盾凸显
尽管2024年新能源装机占比达43%，但其发电波动性导致消纳压力加剧。部分地区新能源利用率下降，跨省交易仍以政府保障性电量为主，市场化比例不足30%。此外，储能调峰收益机制不完善，新型储能装机虽突破7000万千瓦，但峰谷价差有限，经济性尚未充分体现。
2.传统能源与新能源协同机制待完善
煤电仍承担约60%的电力保供任务，但灵活性改造进度滞后，容量电价比例不足50%。2024年火电新增装机增速仅1.9%，低碳化转型亟需提速。同时，绿电、绿证与碳市场的价格信号未有效衔接，环境权益分配机制需优化。
3.区域供需紧平衡与电力负荷压力
2024年迎峰度冬期间，华东、华中等地部分电网高峰时段供需偏紧。夏季全国最大负荷达14.51亿千瓦，创历史新高，气温敏感性用电占比超30%，极端天气叠加经济复苏加剧保供压力。
三、未来改革方向
1.深化全国统一电力市场建设
推动更多省份现货市场正式运行，探索区域联合出清模式。加快特高压通道建设，扩大跨省区市场化交易规模，力争2030年市场化电量占比超80%。完善分时电价机制，扩大峰谷价差至4:1以上，激活储能、虚拟电厂等灵活性资源。
2.加速新能源全面入市与技术创新
逐步取消新能源保障性收购，推动存量项目参与市场竞争。2025年非化石能源装机目标提升至60%，重点布局“沙戈荒”风光基地与海上风电，配套氢能、抽水蓄能（规划6200万千瓦）等技术，提升系统调节能力。
3.构建多能互补与绿色协同体系
推动零碳园区“隔墙售电”模式（如四川试点），实现分布式能源就近消纳。强化绿电与碳市场联动，探索碳足迹核算制度，应对国际绿色贸易壁垒。煤电定位转向调峰服务，2030年前完成4亿千瓦煤电机组灵活性改造。
电力体制改革十年间，市场化机制重塑了能源供需格局，清洁转型为“双碳”目标奠定基础。然而，新能源高渗透率下的系统安全、多能源品种公平竞争、区域协同壁垒等问题仍需突破。未来需以全国统一市场为枢纽，以技术创新与制度创新双轮驱动，构建新型电力系统，为全球能源转型贡献中国方案。
数据来源：
以上数据主要来自 国家能源局、国家发改委、中电联、国家电网的官方政策文件及年度统计报告。包括：《全国电力供需形势分析预测报告》、《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》、《2025年能源工作指导意见》等。
