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。

　　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。

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　　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。

　　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。

　　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。

　　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%。

　　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。

　　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……

　　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。

　　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。

　　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。

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