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# 中国电力市场入门读本
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*全球最大的电力系统如何构建市场——从计划到价格的历史、参与主体、多层市场架构、2025 年改革浪潮，以及通往全国统一电力市场之路。*
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## 引言：最大的系统，最年轻的市场
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无论以何种口径衡量，中国都运行着全球最大的电力系统——装机容量逼近 40 亿千瓦，用电量接近 10 万亿千瓦时——但它的电力*市场*，却是主要经济体中最年轻的之一。在其历史的大部分时间里，中国的电力在经济学意义上根本没有"定价"，而是被"分配"：电厂拿到行政核定的电价和行政分配的利用小时，用户按国家制定的目录电价付费。过去十年，是一场审慎推进、如今急剧加速的努力——用市场替换这套机器，同时始终不放松国家对可靠性、可负担性和产业战略的掌控。
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理解中国电力市场需要同时把握两点。第一，方向毫无疑义地指向市场：到 2025 年，现货市场已被要求基本覆盖全国，所有新建风电光伏都必须通过市场售电。第二，其*哲学*不同于英美路径：在中国的传统里，电价是需要稳定的成本回收工具，而非需要释放的稀缺信号。每一项改革都是这两种本能之间的谈判。其结果是一个不同于美国也不同于欧洲的混合体——而鉴于中国电网的体量是美国的三倍，这个混合体正悄然成为全球最具分量的电力市场设计实验。
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## 第一章 从计划到市场：改革的弧线
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### 1.1 垄断时代与 2002 年厂网分开
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2002 年之前，几乎一切都归一家机构所有——脱胎于电力工业部的国家电力公司。2002 年的奠基性改革（国务院 5 号文）沿一条轴线将其拆分：**厂网分开**。发电资产分给五大国有发电集团（华能、大唐、华电、国电、中电投——后来经过整合并有新成员加入），电网则归两家电网公司：覆盖约 88% 国土的**国家电网公司**，和覆盖南方五省区的**中国南方电网公司**。关键在于，2002 年改革到此为止：电网公司仍是电力的唯一买方和唯一卖方，按核定上网电价向电厂购电，按目录电价向用户售电，调度则由电网公司内部行政运作。
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### 1.2 行政化市场（2002–2015）
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此后十年靠两根行政支柱运转。**标杆电价**：每省设定燃煤发电的核定上网价格（"煤电标杆"），可再生能源随后获得高于标杆的固定上网电价（FiT）。**三公调度**：不按边际成本排序，而是给同类机组分配大致相等的年利用小时——在国有同侪之间显得公平，经济上却是盲目的，既让低效机组得以存续，也不给灵活性任何回报。大用户与发电企业之间的"直接交易"试点开始出现，但系统本质上仍是一份计划。
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### 1.3 9 号文（2015）：现代改革的纲领
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2015 年 3 月《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发 9 号文）以一个令人过目难忘的公式开启了当前时代："管住中间、放开两头"。输配电继续作为受管制的垄断环节实行成本核定电价；发电价格和售电侧则渐进开放竞争。这份文件催生了今日市场的各项制度：省级电力交易中心、相对独立的交易平台、数以千计注册的售电公司，以及从 2017 年起的第一批省级**现货市场试点**（广东、山西、山东、浙江、甘肃、蒙西、四川、福建）。
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### 1.4 2021 年冲击与大放开
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2021 年下半年，飙升的煤价撞上被管制的电价；发电企业每发一度电都在亏钱，多省出现有序用电。危机倒逼出迄今最大胆的价格改革：2021 年 10 月，全部燃煤发电电量进入市场交易，价格允许围绕标杆上下浮动 20%（高耗能用户上浮不设限），同时取消全部工商业用户目录电价——实际上把所有工商业用电推入市场。居民和农业用电保留保护性价格。一步之间，市场化交易电量跃升至用电量的 60% 以上。
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### 1.5 建设的十年：2022–2026
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此后的政策节奏密不透风：
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- **2022 年，118 号文所处的脉络**：发改委、能源局印发**全国统一电力市场体系**蓝图——国家、区域、省级市场多层协同的设计，最初目标是 2025 年初步建成、2030 年基本建成。
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- **2023 年**：《电力现货市场基本规则（试行）》统一了现货设计；山西、广东在多年试结算之后转入正式运行；并自 2024 年起对煤电实行**容量电价**——明确将煤电重新定位为按可用性而非电量获得补偿的兜底与调节资源。
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- **2024 年**：《电力市场运行基本规则》生效，这是覆盖整个市场架构的第一部总纲性规章。
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- **2025 年——改革力度最大的一年**：2 月的 **136 号文**将*所有*新建风电光伏推入市场交易，配套类差价合约的结算机制（见第四章）；4 月的现货市场通知要求 **2025 年底基本实现现货市场全国覆盖**，并为各省点名设定期限；第一部全国性《电力辅助服务市场基本规则》统一了产品定义并引入"谁受益、谁承担"的费用分摊；新能源强制配储要求被废止。
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- **2026 年**：国务院明确全国统一电力市场 **2030 年基本建成、2035 年全面建成**的目标——既确认了方向，也体现了对节奏的现实态度。
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## 第二章 参与主体
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### 2.1 国家
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**国家发展改革委**（NDRC）是超级部委：掌管价格政策（通过价格司），审批重大改革，发布为整个行业定调的编号文件。名义上隶属发改委的**国家能源局**（NEA）负责能源规划、市场规则、许可和监管，其派出机构监督市场行为。中国没有 FERC 式的独立监管机构：裁判同时也是规划者，还是场上球队的部分所有者。
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**省级政府**堪称最被低估的玩家。中国的电力改革是逐省落地的；各省在国家框架内制定本地市场规则、运营自己的交易中心、持有发电企业股权、通过电价保护本地产业，并且历来抵制会让本省机组闲置的外来电。"省间壁垒"问题——把廉价电力困在省界之内的市场碎片化——正是统一市场工程要攻克的核心障碍。
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### 2.2 电网公司
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**国家电网**与**南方电网**在西方市场中找不到对应物：它们是拥有线路、内设调度机构（中国没有独立 ISO——调度就在电网公司内部）、通过下属机构运营两大国家级交易平台（国网区域的**北京电力交易中心**、南方区域的**广州电力交易中心**，承担跨省跨区交易）、并曾长期赚取购销价差的国有巨头。改革已将其受管制收入改为核定输配电价，并把交易职能装入相对独立的子机构，但结构性矛盾仍在——市场运营者、系统运营者和最大商业主体共用一张资产负债表，这是与西方设计最深层的治理差异。
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### 2.3 商业阵容
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发电侧由大型国有集团主导——中央层面的"五大"（几经重组后为华能、大唐、华电、国家电投，以及国电与神华合并而成的国家能源集团），加上核电专业公司（中广核、中核）、水电的三峡集团、各省能源集团，以及一个规模巨大、成分真正多元、包含大量民营开发商的可再生能源板块。**售电公司**自 2015 年以来数以千计，但多数只是转售中长期合约的轻资产中间商；电网公司仍为居民供电并承担保底供电职责。**用户**：全部工商业用户已入市；大型工业用户越来越多地直接交易并签订绿电购电协议。此外还有一个独特的邻居——**全国碳市场（ETS）**：2021 年起覆盖电力行业，采用基于强度的免费配额分配，为煤电的排放定价，并与电价（目前仍较弱地）相互作用。
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## 第三章 市场架构
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中国的批发市场是一个分层堆叠的体系：合约占主导，现货市场作为新地基正被垫入其下。
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### 3.1 中长期合约：主心骨
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与以日前拍卖为锚的美国市场不同，中国的体系建立在**中长期（MLT）合约**之上——年度、季度、月度乃至月内的双边协商与集中挂牌交易，历史上约占市场电量的 80%，且政策至今仍要求大多数主体的头寸以中长期合约覆盖大头（这是一项稳定性要求：中长期合约簿是把平均电价锚住的减震器）。改革正让中长期合约日益与现货兼容：合约正从平段月度大块分解为分时段乃至逐小时的曲线头寸，并作为差价对现货结算——正在向"金融合约叠加实物现货"的国际模式收敛。
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### 3.2 省级现货市场：新地基
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试点中成型的现货设计大体统一：**日前与实时市场集中出清、15 分钟颗粒度**、安全约束调度，外加一个标志性的定价不对称——**发电侧按分位置价格结算，用户侧按全省统一价格付费**。也就是说：供给侧是节点/分区定价，需求侧是单一价区——这个设计更接近欧洲的分区市场而非美国的全节点 LMP，但在发电侧拥有欧洲所没有的位置颗粒度。
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山西和广东最早转入正式连续运行（2023 年 12 月），山东及一串越来越长的名单紧随其后；2025 年 4 月的加速通知逐省设定了期限——湖北、浙江等一组省份须在 2025 年底前正式运行，另有十六个省份进入连续结算试运行，南方区域同步探索跨省机制——实质上是要求 2025 年底现货市场基本覆盖全国。现货价格受各省上下限约束（例如江苏对多数交易设定 1.5 元/千瓦时的报价上限与 0 元的下限，而多个省份允许负电价——浙江试点曾在光伏大发时段出现 −0.18 元/千瓦时，山东在节假日光伏洪峰期间多次录得较长时间的负价）。
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### 3.3 省间与区域市场
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跨省交易走的是另一条轨道：政府间框架协议和网对网合同支撑着西电东送的特高压大动脉，辅之以北京交易中心的**省间现货（可再生能源余量）市场**——让本会被弃掉的风光电量跨省找到买家——以及**南方区域市场**：它把广东的现货交易向五省区域设计延伸，是多省市场化运行的原型。区域现货市场于 2024 年底启动试运行。这一层是全国统一市场成败之所系：交易电量的 80% 以上仍在省内完成，省间输电权与价格机制依然僵硬，送端省份始终有优先保障本地产业的强烈动机。
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### 3.4 绿电、绿证与碳
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三个环境价值市场并存。**绿电交易**（2021 年起）让用户以溢价购买捆绑绿色属性的可再生电量，多以中长期合约成交——这是中国版的绿色 PPA。**绿证**（GEC）是解绑后的凭证工具，如今已对几乎全部可再生能源发电核发，需求端日益扩大：面临碳边境调节的出口企业，以及新纳入可再生能源消费强制要求的行业（钢铁、水泥、多晶硅及部分数据中心须以可再生能源覆盖规定比例的用电）。**全国碳市场**则为电力行业的碳强度定价。三者之间的协调——避免重复计算、理顺激励——是当前活跃的改革前沿。
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### 3.5 辅助服务与容量
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辅助服务市场（调频、备用、爬坡）逐省发展，且带有一个特色：费用历来在*发电侧*内部分摊，而非传导给用户。2025 年的全国基本规则统一了产品定义，转向"**谁受益、谁承担**"的分摊原则，随着现货市场成熟将辅助服务费用纳入用户电价——并向储能、虚拟电厂和需求响应开放参与。容量方面：中国不搞拍卖，而采用**行政核定的容量补偿**——抽水蓄能两部制电价（约 500 元/千瓦·年）、2024 年起的煤电容量电价（按参考固定成本的一定比例支付并逐步提高），以及在功能上属于同类的 136 号文新能源机制电价——一套以可用性为基础的付费组合，替代了容量市场，其代价是价格由监管者核定而非拍卖发现。
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## 第四章 价格机制详解
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### 4.1 煤电标杆与浮动区间
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中国电价体系的锚仍是各省的**煤电标杆电价**——一个遗留的行政核定价格，如今充当市场浮动区间的基准：煤电在**标杆上下 20%** 的范围内交易（高耗能行业上浮不设限）。中长期价格、现货上下限乃至新能源机制电价，都以这个锚为参照来表达和谈判。这是一个刻意设界的市场——留出足以形成有效价格的空间，却不给政治上无法容忍的结果留下余地。
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### 4.2 分时电价与零售传导
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工商业目录电价取消后，企业用户支付的是市场化的电能成本，加上核定输配电价、系统运行费用和政府性基金附加。各省的**分时电价**——峰谷比常达 3:1 甚至更宽，并在正午光伏大发时段增设深谷——仍由行政制定，但正逐步向真实的现货价格形态靠拢（在现货省份则逐步被其取代）。居民和农业用户继续执行受保护的目录电价，由工商业用户交叉补贴维系——这是这套体系中被守护得最紧的政治安排之一，而随着工业用户获得高效采购的选择权，其张力正在加大。
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### 4.3 136 号文：新能源入市
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2025 年 2 月的改革（全称《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》）是这十年最关键的新能源政策。其内容：
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- **所有新建风电光伏电量全部进入市场交易**——终结了固定价格保障性收购的时代；政策落地时，仍有约一半的可再生能源发电依靠保障性收购。
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- 取而代之的是各省运行的**新能源可持续发展价格结算机制（机制电价）**：一个双向差价合约。项目就其纳入机制的电量获得一个执行（"机制"）价格；市场价低于机制价时补齐差额，高于时退回超额部分。
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- **存量项目**（2025 年 6 月前投产）按不超过煤电标杆的价格平稳衔接，保全既有经济性。**新增项目**必须通过每年一度的**竞争性招标**赢得机制电价，纳入机制的电量规模与各省可再生能源消纳权重挂钩，价格上限为煤电标杆。
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- 与通常覆盖全部电量的欧洲 CfD 不同，中国各省只对一部分电量提供托底——普遍在发电量的 40%–80% 之间，其余部分完全暴露于市场价格。
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- 同一文件废止了新建新能源项目的强制配储要求，用市场激励取代行政摊派（峰谷价差的拉大加上各省容量补偿政策，已使独立储能在多个省份具备了经济性）。
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首批拍卖泼来一盆冷水：山东第一轮风电以 0.319 元/千瓦时出清，光伏却只有 0.225 元/千瓦时——低于多数人认为可融资的水平；云南则为风光统一定在 0.33 元。政策在 2025 年 6 月截止日前引发了历史性的抢装潮，随后进入市场消化式的放缓。设计上已知的缺口：逐年定价与数十年项目经济性的错配，以及对弃电毫无约束（差价合约只对实际上网的电量付费）。
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### 4.4 现货价格正在揭示什么
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在现货市场运行之处，它们的表现与理论预测如出一辙：正午价格在光伏洪峰下坍塌（乃至转负）；晚高峰拉高；高比例新能源省份的峰谷价差显著扩大；灵活煤电、储能和可转移负荷开始按其真实贡献获得回报。2025 年大型电厂平均利用小时数的明显下降——正是一个系统从"拼电量"转向"拼灵活性"的统计学签名。
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## 第五章 这套体系的独特逻辑
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### 5.1 双轨制
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中国是有意地让市场与计划并行。优先购电类别（居民、农业、部分公益性和存量合同）置于市场之外；省级规划部门仍下达年度发电指导；省间框架协议先于并约束着市场化交易。双轨在收窄，但它是特性而非过渡的残迹：改革者正是用它把政治上不可触碰的部分圈护起来，再把其余部分推向市场。
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### 5.2 省间壁垒
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标志性的顽疾。省是财政与政治单元，省政府要为本地增长、就业和能源安全负责；进口更便宜的外来电、让本地电厂和纳税产业闲置，对一位省级主官几乎无利可图。由此产生的壁垒——僵硬的年度送受电计划、本地机组优先调度、对释放输电通道能力的抵制——正是中央文件如今用"破除省间壁垒"这类强硬措辞的原因，是区域市场被大力推进的原因，也是全国统一市场时间表一再拉长的原因。
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### 5.3 消纳责任与弃电
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中国版的可再生能源配额制是**可再生能源消纳责任权重**：逐年下达的省级可再生能源消费占比指标，层层分解到电网企业和用户，如今又延伸到特定行业。权重、绿证、机制电价规模和绿电交易，都通过这一工具相互咬合。它的存在源于弃电：在西北，装机增长快于本地需求和外送能力，最严重地区（甘肃部分区域及邻近地带）的光伏弃电率已升破 30%——这是整个系统最清晰的信号：约束在于消纳，而不在于安装。
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### 5.4 调度与价格哲学
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最深层的转变是观念性的。旧体制以行政方式调度，把价格当作成本回收公式；新体制在现货市场正式运行之处，让安全约束经济调度取代三公分配，并要求价格去协调各方行为——与此同时，监管者面对波动仍会本能地退缩，用上限、下限、浮动区间和机制电价为每一个市场设界。中国正在采纳价格信号的机器，却保留着价格管制的本能；后者向前者让渡到什么程度，是审视未来每一份改革文件时最值得追问的问题。
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## 第六章 中美对照：同样的物理，相反的架构
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| 维度 | 美国 | 中国 |
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| 市场覆盖 | 约 2/3 负荷在 RTO 市场，其余受管制 | 全部工商业入市；居民、农业受保护 |
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| 锚定市场 | 日前拍卖（现货中心） | 中长期合约（约 80%），现货自下垫入 |
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| 现货设计 | 双侧全节点 LMP | 发电侧分位置定价、用户侧全省统一价；15 分钟 |
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| 系统运营者 | 独立的 ISO/RTO | 调度设在两大电网公司内部 |
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| 监管者 | 独立监管（FERC）+ 各州 | 发改委/能源局（规划者兼监管者）+ 各省 |
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| 容量充裕性 | 拍卖（PJM）、稀缺定价（ERCOT）、义务（CAISO） | 行政核定容量电价 + 机制电价 |
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| 可再生能源支持 | 税收抵免 + 市场 + 州政策 | FiT 时代 → 136 号文 CfD 竞标 + 消纳权重 |
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| 区域间阻塞 | 定价（LMP）、可对冲（FTR） | 以行政安排为主；框架协议 + 新兴省间现货 |
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| 核心约束 | 供给建不出来（排队、许可） | 供给消纳不掉（整合、省间壁垒） |
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| 价格哲学 | 稀缺信号 | 成本回收工具，审慎放开中 |
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两套体系正从相反的方向彼此靠近：美国在重新学习规划（输电规划强制令、快速采购通道、容量干预），中国在学习价格（现货市场、差价合约、受益者付费）。双方各自采纳的，恰恰是对方的危机所证明必需的那件工具。
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## 第七章 走向与悬而未决的问题
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官方路线图如今写作：省级现货全国覆盖（2025 年底在纸面上基本实现），区域市场以南方为原型继续深化，全国统一电力市场 2030 年基本建成、2035 年全面建成，其明确的核心使命是省间交易与新能源资源配置。决定蓝图能否成真的开放问题：
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1. **省会让步吗**？一切取决于输电通道开放、调度和结算规则能否真正侵蚀省间壁垒，对抗根深蒂固的地方利益。
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2. **拍出来的 CfD 撑得起新能源融资吗**？若机制电价持续出清在可融资水平之下（如早期光伏竞标所示），要么设计调整、要么成本继续下降、要么建设节奏放缓到 2035 年 36 亿千瓦目标所隐含的每年约 2 亿千瓦。
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3. **灵活性由谁买单**？煤电容量电价、抽蓄两部制、储能补偿、机制电价这套行政付费组合终须自洽——或被监管者迄今抗拒的稀缺定价所取代。
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4. **会出现独立运营机构吗**？真正统一的市场将使"调度与交易内嵌于电网公司"的模式承压；中国是否会催生某种类 ISO 的机构，是最具分量的制度问题之一。
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5. **需求成为资源**：现货价格信号才刚刚触达工商业用户；虚拟电厂、储能、可灵活调节的工业与算力负荷，是下一个五年规划点名的增长领域。
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## 速查术语表
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| 术语 | 含义 |
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| 9 号文（2015） | 本轮改革的纲领："管住中间、放开两头" |
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| 136 号文（2025） | 新能源全面入市；通过省级竞标形成类差价合约的机制电价 |
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| 机制电价 | 覆盖新能源项目部分电量的差价合约执行价格 |
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| 中长期合约（MLT） | 占主导地位的交易层 |
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| 煤电标杆电价 | 各省参考电价；市场价格围绕其上下浮动 20% |
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| 消纳责任权重 | 省级可再生能源消费占比指标（中国版 RPS） |
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| 绿证（GEC） | 解绑的可再生能源环境属性凭证 |
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| 三公调度 | 旧的等利用小时行政调度，正被经济调度取代 |
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| 省间壁垒 | 使全国市场碎片化的省级保护主义 |
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| 北京/广州电力交易中心 | 两大跨省跨区交易平台（国网区域/南网区域） |
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| 容量电价 | 行政核定的可用性付费（煤电自 2024 年起；抽蓄两部制） |
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| 全国统一电力市场 | 2030 年基本建成、2035 年全面建成的国家—区域—省级多层市场目标 |
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| 全国碳市场（ETS） | 2021 年起覆盖电力行业的碳排放权交易体系 |
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*全文完。*
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