为什么要进行电力市场化改革？一文带你了解电改的前因后果

一、电力为什么不能一直沿用原来的购销方式？

电力不是普通商品。

电力生产和消费需要实时保持平衡，同时受到电网通道、机组运行、系统安全等条件约束。发电、售电等环节具备引入竞争的条件，但输配电网络具有明显的自然垄断属性，不适合重复建设。

在电力工业发展的早期，由政府统筹规划、由电网企业统购统销，有利于集中建设电源和电网、快速扩大供电能力。2002年启动的电力体制改革实施“厂网分开”，改变了政企不分、厂网不分等问题，并初步形成多元化发电主体格局，为后续市场建设打下了基础。

但随着用电规模扩大、跨省送电增加、新能源占比提升以及企业用能需求日益多样化，原有机制逐渐面临新的矛盾。

第一，价格信号不够灵敏。如果主要依赖行政计划和相对固定的价格，燃料成本、供需松紧以及不同时段的电力价值，就难以及时、准确地传导。

第二，电力资源需要在更大范围内配置。我国能源资源与负荷中心分布并不完全一致，只有逐步破除省间壁垒、完善跨省跨区交易，才能更好实现余缺互济和清洁能源消纳。

第三，新能源需要更精细的市场机制。风电、光伏出力具有波动性，同一度电在午间富余时段和晚高峰时段，系统价值可能不同。中长期市场用于稳定预期，现货市场用于发现实时价格，辅助服务市场则为调频、备用等系统调节能力定价。

第四，工商业用户的需求已经明显分化。连续生产企业、可错峰生产企业、数据中心，以及有绿色用能要求的出口企业，其负荷特征、采购目标和风险承受能力并不相同，单一价格、单一服务难以覆盖所有需求。

二、新一轮电改，到底改了什么？

2015年启动的新一轮电力体制改革[1]，确立了“管住中间、放开两头”的总体思路。

所谓“管住中间”，是对具有自然垄断属性的电网输配环节，加强成本、价格、公平接入和服务质量监管。电网仍然承担电力输送、系统运行、计量以及相关供电服务职责，市场化并不意味着削弱电网安全责任。

所谓“放开两头”，是有序放开发电侧和售电侧的竞争性业务，让符合条件的发电企业、售电公司和电力用户按照规则开展交易；同时建立交易机构和市场规则，强化信息披露、信用管理和市场监管。

因此，电改不是简单地“放开电价”，而是同时改革价格形成、交易组织、合同履约、计量结算和风险监管机制。

市场负责提高资源配置效率，政府负责守住电力安全、公平竞争、民生保障和市场监管底线。

三、为什么说2021年是工商业用户的重要转折点？

2021年，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》[2]，明确推动工商业用户全部进入电力市场、取消工商业目录销售电价；暂未直接从市场购电的用户，由电网企业代理购电。居民、农业用电继续执行相应保障政策。

这意味着，工商业用户虽然仍然通过电网获得输配电服务，但其电能量价格不再普遍由一张固定的工商业目录电价表决定，而是更多通过市场交易形成。

需要特别注意：售电公司给出的零售套餐价格，不等于企业最终到户电价。

企业电费除市场交易相关的电能量费用外，通常还涉及按照政策执行的输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加等项目。具体构成应以企业所在地最新政策、零售合同和实际账单为准。

四、从省内交易到全国统一市场，电改为什么还在继续？

2015年的改革重点解决“有没有市场”的问题，后续改革则要进一步解决“市场能否统一、高效运行”的问题。

2022年发布的全国统一电力市场建设指导意见指出，当时电力市场仍存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一和跨省跨区交易壁垒等问题。

2024年7月1日起施行的《电力市场运行基本规则》，进一步统一了市场成员、交易类型、注册管理和风险防控等基础制度。

2025年发布、2026年3月1日起施行的《电力中长期市场基本规则》[3]明确：直接参与中长期市场的电力用户，可以通过批发市场或者零售市场购电，但不能同时参与两类市场；暂未直接参与的用户，按规定由电网企业代理购电。

2025年6月，覆盖广东、广西、云南、贵州、海南的南方区域电力市场启动连续结算试运行，意味着广东企业所处的市场环境正从省内交易进一步走向多省区协同。

2026年，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》[4]，继续把破除区域壁垒、统一市场规则、完善市场化价格机制和加强风险监管作为改革重点。

五、电改之后，工商业用户真正发生了哪些变化？

1. 从“被动接受价格”转向“按规则选择购电路径”

符合当地准入和交易规则的用户，可根据自身条件选择参与批发市场，或者与售电公司签订零售合同；暂未直接入市的用户，则按规定由电网企业代理购电。

不同购电路径的参与条件、价格形成方式和风险责任并不相同。企业在选择之前，应先确认自己的市场身份和当地规则。

2. 用电曲线开始影响采购结果

市场不仅关心企业一年用了多少电，也越来越关注电在什么时段使用。

企业尖峰、高峰、平段、低谷的用电分布，以及实际用电量与预测电量之间的差异，都可能通过合同或者结算规则影响成本。即使两家企业月度总用电量相同，只要负荷曲线不同，采购结果也可能不同。

3. 合同从“价格单”变成风险分配文件

固定价格、市场联动价格或者组合方案，没有脱离企业实际情况的绝对优劣。

企业需要同时核对价格口径、联动指标、电量约定、偏差处理、结算方式、违约责任、续约条件和退出安排。只比较一个每度电报价，很容易忽略后续波动和履约风险。

4. 电网服务并没有被售电公司取代

售电公司主要承担购售电交易、零售合同管理和相关服务；电网企业继续承担输配电、计量、系统安全以及规则规定的供电服务。

更换售电公司，不等于更换输电线路，也不意味着供电可靠性由售电公司单独决定。

5. 企业有了更多绿色用能和负荷管理工具

随着绿电交易、储能、虚拟电厂和需求侧响应等机制发展，具备条件的企业可以探索绿色电力采购，或者挖掘可调负荷价值。

但这些工具能否降低企业综合用能成本，取决于当地市场规则、项目条件、负荷特征和合同安排，不能作一概而论的承诺。

六、企业最容易误解的三个问题

误区一：市场化以后，电价一定更低

市场化的作用是形成更有效的价格信号。价格可能下降，也可能上涨。

企业真正要管理的是全周期购电预算和风险，而不是追逐某一个时点的最低报价。

误区二：签约售电公司后，电网就不再提供服务

售电交易与电网输配属于不同环节。企业与售电公司建立零售关系后，电力仍然通过电网输送，相关计量和供电服务继续按照法规及当地规则执行。

误区三：比较售电方案，只看每度电报价

不同方案可能采用不同的联动基准、费用边界和风险分担方式。报价口径不一致，数字就没有可比性。

企业应当把不同方案放回同一组用电数据、同一结算周期和同一费用范围内测算。

粤投能源的服务建议

粤投能源认为，电力市场化带给企业最重要的，不只是“多一个报价”，而是多了一套需要专业管理的采购机制。

企业应先确认市场身份和账单结构，再看清合同如何分配价格及偏差风险，最后结合自身负荷特征选择购电方案。

如需评估企业当前购电路径、零售合同或用电负荷，可联系粤投能源开展针对性分析。具体交易安排及费用结果，以适用政策、市场规则、合同约定和实际结算为准。