看不见的手走向前台，深度解密电力市场交易

近日，多地公布了2025年电力市场年度交易的数据结果。以市场交易大户的江苏和广东为例，2025年的加权均价均低于2024年同期水平。

那么，是什么原因导致的电价下降呢？全国统一电力市场到底是什么？我国的用电量和发电装机增速对比如何？电力市场成交均价的下降会对普通人有什么影响？对新能源投资又会有什么影响？这一期我们就来详细说一说我国的电力市场。

自1978年改革开放以来，我国共经历了四次电力改革，分别是1978-1996年的集资办电、1997-2001年的政企分开、2002年的厂网分离以及2015年至今的新一轮电改。可以说，我国历史进程中每一轮电力改革都浩浩荡荡，而今也正式迈入了改革的深水区。

2015年3月15日，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》下发，标志着新一轮电力体制改革的开启。《意见》中的“放开两头，管住中间”作为新一轮电改的核心思路，一直沿用至今。

所谓放开两头，指的是放开“发—输—配—用”的两头，也就是发电企业发电和终端用户用电，当然终端也就包含了售电这一批发零售的环节。所谓管住中间，指的是管住电力输送和分配的中间环节，也就是电网的输配电，对输配电价进行改革，由政府直接定价。在这一阶段，原先具有天然垄断性质的电网越来越趋向于一个平台公司，仅收取电力的过网费。而发用两端则更趋向于市场化交易，通过引入市场的价格竞争机制，提高电力行业的效率和活力。

电力市场由此产生，而电力作为一种能源，逐步回归了商品的属性。

我们知道，商品的生命周期包括生产—运输—销售—使用。比如我们穿的衣服，通常由服装厂生产，物流公司运输，并在商场进行售卖。那么电力作为一种商品，将由发电厂生产，电网公司负责运输，售电公司进行销售，最终到达下游消费者手里。可以说，电力行业本质上是一种制造业。

然而，电力又是一种特殊的商品，其核心原因在于电力无法大规模长时间的储存。

这里我们还是拿我们穿的衣服来举例。一件衣服从生产到最终售出，可能需要几周到数月的时间。而一度电从三峡大坝发电到江浙沪地区使用，所花的时间甚至不到一秒钟。也就是说，即发即用。换句话说，发电企业需要通过预估未来用户的用电量来制定发电计划，并在用电激增的时期进行调峰。

可以说，正是由于电力这一根本的物理属性，带来了电力系统的一系列难题。电力系统所面临的问题错综复杂，具有不确定性、临时性和紧急性。

正如《意见》中所说的，“电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题”，“一是交易机制缺失，资源利用效率不高”，“售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥”，“节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存”；“二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成”，“现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出”；“三是政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善”；“四是发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难”，“五是立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展”。

因此，新一轮电改的“放开两头、管住中间”不可谓不是一项意义重大的改革，这将改变电力系统的过往结构，将电力的生产和消费交给市场来调节，并最终指向了过去三轮电改并未深度触及的区域——电价。

既然电力变成了一种商品，那么在讨论电价之前，我们不妨先来讨论一下电力的供需关系。

在所有统计数据中，电力是一项非常客观的指标。因为电本身无法储存，即便是电化学储能，最终也会需要消纳，因此，发出来的电需要尽快的用掉。或者说，有用电才会有发电，而用电量和经济活动高度相关，特别是工业活动的变化会直接影响发电需求。

过去20年，随着国民经济的发展、城市化进程的加速以及人民物质生活水平的提高，我国每年的用电量也逐年提升。2004年，我国年用电量约为2.17万亿千瓦时，而在过去的2024年，我国年用电量预计将达到接近10万亿千瓦时，20年间增长了近4倍。在未来不出现技术突破的情况下，预计全社会用电量都将保持6%左右的同比增速。

在2023年全社会用电量9.22万亿千瓦时中，第一产业年用电约0.13万亿千瓦，占比约为1.4%；第二产业年用电约6.07万亿千瓦，占比约为65.8%；第三产业年用电约1.67万亿千瓦时，占比约为18.1%；居民生活年用电约1.35万亿千瓦时，占比约为14.6%。

随着我国产业结构的深刻转型以及4G/5G移动互联网、新能源汽车的推广普及，从10年代中期开始，第三产业逐渐占据更多的用电量。另一方面，我国的电价可分为农业电价、工商业电价和居民电价。根据用电结构来看，工商业用电占据了全社会用电的绝大部分，因此，电力改革的发力重点也将在于工商业电价。

供给方面，2023年我国累计发电装机容量约为2922GW，同比增长14%，而用电量同比增速仅为7%。参照历史，全社会用电量与发电装机容量的同比增速并无绝对的对应关系，仅保持大体趋势上的同步。但在近两年，我国全社会用电量增长逐步趋缓，而装机容量继续一路走高，其主要原因在于以光伏风电为代表的新能源迅速崛起。

观察历年的新增装机情况，自2020年双碳提出、2022年光伏度电成本大幅下降之后，近两年光伏风电装机呈现爆发式的增长，占据了新增装机结构的绝对位置。2023年，我国新增发电装机369.08GW，其中光伏风电装机占比将近80%。其实除去光伏风电，我国每年新增发电装机的规模非常平稳。

实际上，我国的发电装机结构已经出现了非常大的转变。对比2004年和2023年这二十年间，火电装机占比由74%降低至48%；水电装机占比由24%降至14%；核电装机占比最小最稳定，常年保持在1-2%；光伏和风电最初占比极少，到2023年分别增长至21%和15%，新能源合计占比超过了三成。

系统内的一环发生了结构性的变化，首先带来的必定是系统内的矛盾凸显。

有人说，光伏风电由于发电不稳定，其真实消纳率需要打折扣，通过发电容量增速和用电量增速比较已经难以反映真实情况；有人说，当光伏风电在某一时刻难以发电时，需要附近的火电进行调峰，需要继续配建火电厂；有人说，虽然发电装机增长迅速，但过去几年部分省份的缺电、限电依然存在，全国存在结构性的电力供给问题……

总之，由于新能源带来的对电力结构的冲击，新老问题逐步浮出水面，进一步凸显了2015年《意见》中提到的“资源利用效率不高”、“市场化定价机制尚未完全形成”这些矛盾。简单的说，现在需要市场这双看不见的手走上前台，在电力资源的配置中发挥其应有的作用，通过市场的价格机制调节供需关系。

我们回到此次的电力市场年度交易。

首先，我们需要了解一下电力市场的基本情况。

作为一个市场，需要的是买方、卖方和中间方。电力市场的买方包括：1）用电大户，他们可以直接与发电厂交涉，以批发价购买电力；2）售电公司，通过打包议价能力较弱的中小用电企业，以较低的价格向发电厂买电，再进行零售；3）电网公司，其他没有进行电力交易的工商业用户，暂由电网公司代理购电。电力市场的卖方比较简单，包括各类火电、水电、新能源、核电的发电企业。另外，电力市场的交易平台由各省市的电力交易中心担当，而输配电的保障由国家电网和南方电网负责。

因此，电力市场所形成的电价包含以下五个部分：1）发电企业的上网电价，也就是基础售价；2）由政府核定的输配电价，也就是电网提供输配服务所获得的价格；3）传输过程中的损耗费用，这个也是由政府进行核算；4）维持电力系统稳定运行的服务费用，也就是应对极端状况所需要的成本；5）国家重大水利工程的建设基金分摊。

整体计价后，电力市场通过不同的方式进行交易。

第一种方式是双边协商，这也是目前江苏和广东应用最多的交易方式。双边协商指的是买卖双方直接沟通价格和电量，直接完成交易。根据2025年中长期电力市场交易的数据，广东省成交的3410.94亿千瓦时中，有3310.08亿千瓦时为双边协商交易；江苏省成交的3282.2亿千瓦时中，有3163.05亿千瓦时为双边协商交易。

第二种方式是集中竞价，买卖双方通过平台竞价，进而匹配买卖需求。第三种方式是挂牌交易，通常由发电厂商挂牌，电力用户摘牌。此外国网代理购电通常由国网挂牌，发电厂商摘牌。目前，后两种方式达成的成交较少。

那么，此次中长期电力市场交易电价的下降是什么原因，又会有哪些影响呢？

首先，现货市场的价格下降对中长期市场的影响是不可回避的。这里的现货市场包括两个方面，一方面是电力现货市场的表现，另一方面是与火电相关的动力煤现货价格。我国电力现货市场相对成熟的省份包括广东、山西、山东和内蒙，近期加入的省份包括甘肃、湖北和浙江。根据兰木达电力现货的数据，2024年以上各省的电力现货均价都有所下行。其中，广东省年均价的同比降幅超过了25%，仅为335.58元/兆瓦时，这将对此次交易双方的心理状态产生较大影响。动力煤价格方面，2024年全年煤价处于下行区间，由年初的721元/吨下降至年末的705元/吨。虽然降幅不大，但在11-12月的传统旺季煤价出现了较大程度的下行，间接影响了火电厂的议价能力。

其次，从电力市场交易的参与方数量来看，两省发电企业的数量较去年大幅增加。参与2024年广东省电力市场双边协商交易的共有98家发电企业、179家售电公司和0家批发用户，而参与2025年广东省电力市场双边协商交易的共有140家发电企业、321家售电公司和2家批发用户。参与2024年江苏省电力市场双边协商交易的共有120家发电企业、48家一类用户和117家售电公司，而参与2025年江苏省电力市场双边协商交易的共有497家发电企业、41家一类用户和146家售电公司。有企业表示，此次发电厂商并没有形成统一战线来守住价格，存在降价抢客户的情况。随着市场的开放、供给方个数的增多，发电侧传统的联盟将越来越难以维持，这将是市场竞争阶段的必然现象。

至于影响，我们将从以下三个方面展开，对普通人、对售电企业以及对新能源。

对普通人的影响是最好理解也是最难理解的。好理解的在于，此次乃至2030年前的电力市场交易，针对的对象都是工商业用电，而非居民用电或农业用电，可以说这次电价的下降对我们的日常生活并不会产生任何直接影响。当然，这也是由于目前居民用电和农业用电在整个用电结构中占比较低所导致，二者合计仅占16%左右。

但是，居民用电相对于工商业用电肯定是更加难以预测和“计划”的。这就导致了整个前端的发输配电为占比不大的居民用电而付出了更多的保供维稳费用，而这部分费用由于种种原因并没有直接增加到居民的用电成本中。我国的居民电价相较于工商业电价、相较于海外各国的居民电价，都是相对便宜的。可以说，电价系统的本身存在一定矛盾。经此一役，在发电厂商充分竞争的背景下，工商业的交易电价出现了连续两年的下行。一方面，发电厂商如何维持过去的收益水平，是否会对居民电价有影响；另一方面，工商业的用电成本降低，丰富了用电企业战略选择的多样性，影响企业未来的发展决策。这些最后都将作用到下游的普罗大众身上，这也是对普通人的影响难以判断的一点。

对售电企业而言，表面上进货价格出现了下降，对赚取价差的电力批发零售商是一大利好。但实际上，市场也有消息称，在某省份2025年的电力市场交易中，除了发售一体的公司外，几乎所有的售电公司都没有买到足够的电量，没有完成年度签约55%的下限。这其中的原因不难猜到，双边协商成交量占主导、竞价和挂牌成交量寥寥无几也侧面印证了这一点。首先近两年我国的用电需求并没有大幅增长，不存在电力总量供不应求的情况，更多的是结构性的不足。那么，如果在生产方和最终消费者之间的售电公司没有与上下游其中的一方进行强绑定，他们在市场的竞争中一定会落后于这类发售一体的公司。从这一切面可以发现，这一轮电力市场改革面临的问题还有很多。

对新能源而言，电力价格的下降肯定不是一个好的消息。简单的说，光伏风电在传统的火电面前可以相比的优势就是价格，这将进一步压缩新能源的投资收益。我们看到在江苏2025年的交易结果中，光伏总成交电量36.47亿千瓦时、加权均价407.59元/兆瓦时，风电总成交电量252.78亿千瓦时、加权均价407.03元/兆瓦时，均低于火电总成交电量2838.53亿千瓦时，加权均价413.15元/兆瓦时。

另一方面，江苏光伏的总成交量占比约为1%，风电约为8%，均远低于其发电装机占比的21%和15%。当然，这与新能源尚未深度参与电力市场交易有关。24年11月29日，国家能源局统筹中国电力企业联合会等多家单位发布了《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》。《蓝皮书》明确了“三步走”的发展目标：到2025年，初步建成全国统一电力市场；到2029年，全面建成全国统一电力市场，实现新能源全面参与市场；到2035年，进一步完善全国统一电力市场。当前，正是新能源发电企业进入市场的窗口期，政策更是给予了集中式新能源400/800小时保量报价的鼓励与引导。未来，新能源需要考虑的是在无补贴和发电存在间歇性的劣势情况下，如何更好的参与市场交易。

总之，2025-2029年属于新能源全面入市的探索期，风险与机遇并存。但结合过去两年较高的增速，整体定调和未来装机增长趋势还是趋向于保守。或者说，首先应当确定市场上的买方，绑定价格和总量后再进行扩张，因为现在的市场规则已经由电网解决消纳变为了发电方自身解决消纳。

在2023年底的全国能源工作会议上，国家能源局将2024年新能源的发展目标确定在2亿千瓦，而2024年仅1-11月的光伏新增装机就超过了2亿千瓦。今年1月6日，国家发展改革委、国家能源局关于印发《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》的通知。通知强调，通过调节能力的建设优化，支撑2025-2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，一下子给出了未来三年的装机目标。可见，在新能源全面入市尚未完全探索清楚之前，对新能源的装机预期都将保持平稳，这留给了目前的发输配售更多解决问题的时间。

时代的车轮滚滚前进，回望历史，我国的每一轮电力系统改革都波澜壮阔，而今我们也来到了2025年这一关键节点。2025年既是“十四五”的收官之年，也是2015年新一轮电改的十年之期，还是初步建成全国统一电力市场的完成时间。时代的大幕已经拉开，大幕之下潮水涌动。

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