全国统一电力市场体系建设进入了制度完善与市场化运行的关键阶段。伴随现货市场扩容、中长期与辅助市场机制完善、分时电价改革、绿色电力交易制度推进，电力零售市场正发生深刻变革，影响着市场主体结构、用户行为和新业态生态。本文系统分析电力市场价格机制演进、售电公司生态重构、用户侧灵活用电与绿色电力供给等趋势，提出市场供需错配与制度推动下的前瞻性判断，为政策制定和市场主体战略决策提供参考。

全国统一电力市场建设的背景与制度进展

建设背景与政策目标

全国统一电力市场建设是中国电力体制改革的重要组成部分。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确提出，到“十四五”末（2025年）力争初步建成全国统一电力市场体系，并通过现货市场、中长期市场、辅助服务市场和容量补偿机制的协同运行，形成以市场为主导的资源配置方式。全国统一电力市场的构建旨在提高资源利用效率、促进可再生能源消纳、优化全社会能源使用效率，并为终端用户提供更多参与市场的机会和灵活用电的路径。为此，国家发改委、国家能源局等部门相继启动了一系列政策和操作性规则体系建设。

市场建设进展与规模增长

据官方统计，全国电力市场化交易电量从2016年的约1.1万亿千瓦时增长到2024年的约6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比重大幅提升，说明市场机制在资源配置中发挥的作用显著增强。省内现货市场、跨省省间现货市场、区域连续结算机制逐步展开，南方区域市场、长三角、北京-天津-河北等区域性市场推进互联互济机制，电力交易平台功能和信息披露水平持续提高。特别是2024年10月，省间电力现货市场正式运行，扩大了市场化交易范围、提升了跨区资源配置效率，为全国统一电力市场体系建设奠定了运行基础。市场反映供需变化的能力逐步增强，有力促进了新能源消纳与电力保供。

电力零售市场改革的主要趋势与演进逻辑

在全国统一市场体系下，电力零售市场在价格形成机制、交易结构和政策设计方面出现多重变化，这些变化既源于市场化交易制度的推进，也反映了电力供需结构变迁与用户侧行为变化。

现货市场对中长期合同定价的引导作用

全国统一市场框架下，现货市场价格成为价格发现核心，通过竞争性交易直接反映供需状况。长期以来，中长期电量合同价格整体高于现货价格，这主要不是简单的风险溢价，而是中长期合同在缺乏完善容量补偿机制下承担了发电企业固定成本回收的重要功能。由于发电企业需要覆盖固定资产投资与运维成本，中长期合同在过去承担了较高成本回收压力；现货市场价格则主要反映边际能源成本和短期供需平衡。随着容量补偿机制、辅助服务市场等围绕成本回收机制的制度推进，中长期与现货价格间的收敛趋势加速，长期来看中长期电量合同价格将更贴近供需形成的现货价格。

随着新能源全面入市、火电市场化出清机制逐步完善，系统运行费用和固定成本回收逐渐通过容量补偿与辅助服务市场机制分摊，在制度层面减少了对中长期合同作为固定成本回收渠道的依赖，这将进一步推动价格机制的均衡发展。

容量补偿机制与辅助服务市场推进

容量补偿机制旨在为发电企业（包括传统火电和新能源）提供市场化的固定成本回收渠道，在现货市场价格不足以覆盖成本时弥补收益缺口。各地推进容量补偿机制试点，通过区分机组固定成本、变动成本等进行市场补偿，以提高发电企业在低价时段的参与积极性并保障系统可靠性。

辅助服务市场（如调峰、调频等）为提供系统灵活性资源制定市场激励机制，吸引储能和可调负荷等资源参与。这些机制共同构成了多层次市场价格框架，使电力市场不仅限于能量交易，而是兼顾可靠性、灵活性与可再生能源价值。

容量补偿、辅助服务价格与现货电能量价格共同形成市场价格体系，使得电力市场能够更全面反映各种资源的价值，对于实现资源优化配置及风险可控具有重要意义。

分时电价的取消推动价格传导与用户响应机制升级

分时电价作为过去促进用户用电时间结构调整的行政政策，在市场化推进背景下面临弱化甚至取消。取消固定分时电价使批发市场价格信号能够更直接传导到终端用户，使用户的用电成本更多依赖市场供需状况。这一变化从根本上推动了用户从“被动接受价格”向“主动响应市场价格”转变，有利于储能、负荷调节、需求响应等灵活资源价值的市场化体现，并推动用户在用电时间和电量策略上作出更高效的调整。

同时，分时电价取消后，仍需要通过市场规则设计和智能化用电平台支持用户在面对实时市场价格波动时具有有效的决策机制，这对市场参与的数字化工具的设计、精准价格预测模型的构建提出了更高要求。

电力零售市场深化改革对市场主体与用户侧新业态的影响

在零售市场改革的大背景下，市场主体生态、用户参与模式发生深刻变革。以下分层讨论售电公司生态、用户响应行为、新供电模式等变化所带来的新业态。

售电公司利润压缩与市场主体重构

自2025年以来，各省陆续出台规范售电公司利润区间的政策安排，目的是提升批发价格下行向终端用户的传导效率、减少中间环节的价差收入。这在人为压缩传统盈利空间的同时，也暴露出传统盈利模式在市场化深化背景下的脆弱性。

长期以来，一些售电公司依靠与用户关系获客、同时在批发与零售价格之间获取价差的盈利模式在市场化改革推进中逐渐失去优势。价差空间收窄意味着依赖价差的经营模式难以为企业提供可持续利润来源，尤其在现货市场价格波动明显的情况下，高成本且无系统风控支持的售电公司很难稳定生存。

进一步看，随着中长期签约比例放开、现货参与门槛相对降低，市场竞争压力明显加剧，缺乏专业风险管理能力和价格预测能力的售电公司容易陷入亏损循环。市场主体数量将趋于减少，市场集中度将有所提升。未来主流售电机构将是那些具备专业市场化交易能力、风控模型构建能力和成本控制能力的实体，同时能够以更低交易成本支持用户定制化用电产品的提供商。

高科技能力、人工智能辅助交易系统和大数据风险机制的引入，将是未来市场主体竞争的主要变量。在这个趋势下，行业逐渐形成“强者愈强、弱者出局”的动态调整，有利于零售市场整体效率提升。

跨省绿电交易与区域供需错配

中国不同地区新能源发展不平衡，东南沿海等经济发达地区对绿色电力的需求旺盛，而西北等新能源资源丰富但本地消纳受到限制。这种供需错配在全国统一市场和跨省输电通道逐步完善背景下日益明显。

跨省绿电交易机制通过打破省级市场壁垒，使新能源资源能够在更大范围内优化配置。跨省绿色电力交易不仅服务于企业自身的绿色用能战略，也是实现国家整体绿色能源政策目标的重要路径。与单一省内采购相比，跨省交易能够提升新能源价值体现和价格发现效率，同时为省级新能源提供更大的消纳空间。

绿色证书、绿色中长期PPA合同等市场工具的规范推进，为企业提供多样化绿色采购选择，并推动绿色电力产品价格机制的成熟。当前绿电交易规模快速增长表明市场机制推动绿色电力消费和配置的效果正在显现，绿电市场化定价和跨区域交易制度将进一步支撑电力零售市场的绿色深化。

用户参与的灵活用电与需求响应

随着市场价格信号有效传导至终端，用户侧特别是工业和大商业用电主体的行为模式发生变化。过去用户主要依赖固定分时电价和行政激励调整负荷，随着市场化价格传导机制的深化，用户可基于现货价格波动采取更灵活的用电策略。

灵活用电模式包括储能系统在价格低时储电、高时释放；负荷响应参与调峰、调频；虚拟电厂作为价格响应聚合资源参与市场交易。这些模式不仅提升用户对价格波动的敏感性和响应能力，还将需求侧灵活性纳入市场机制中，促进系统整体灵活性资源参与交易。

在大型企业与工业用户中，这种灵活用电策略逐渐从试点向实际应用转变。用户为获得低成本用电或市场收益，开始建立自身价格响应机制，并与售电机构、能源管理服务商合作开发个性化交易策略，推动用户从能量消费者向市场参与者角色转型。

绿电直连推动供电模式多样化

绿电直连模式通过专用线路实现新能源发电与用户端的直接连接，物理上锁定绿色电量。这种模式支持用户实现绿色电力溯源和价值显现，有助于推动企业绿色战略的落地。

直连供电模式在成本结构和供电可靠性方面与传统网供存在差异。直连模式在初期建设中需投入专线和配套储能设施，影响用户的成本结构；同时，直连供电在供电可靠性上可能需要与公共电网供电形成混合模式，以确保生产连续性。这种模式的多样化供电策略使用户根据绿色属性、供电可靠性和成本偏好，在市场中选择最优组合，从而推动零售市场产品创新与服务差异化。

场外金融对冲工具与风险管理创新

伴随现货市场价格波动性增强，市场主体特别是售电机构和大用户对价格风险管理需求明显增长。为了规避价格波动风险，市场主体将会采用电力期货、期权等金融对冲工具作为风险对冲手段，使长期合同、现货交易与金融交易结合，以构建更完善的风险管理体系。

这种金融化风险管理工具的引入不仅将为市场主体提供更加稳健的价格风险对冲策略，也会推动电力市场参与者更加关注并强化价格风险管理能力和金融工具运用能力，进一步提升市场效率和流动性。

电力零售市场改革面临的挑战与对策

加强市场主体能力提升体系的建设

当前电力市场参与者在价格预测、风险管理、数据分析等能力上存在差异。中小用户和中小售电机构面临信息不对称、工具缺乏和操作风险等问题。有效提升市场主体能力，需要建立标准化培训体系；提供智能交易和实时价格预警工具；引导用户构建自有风控体系。这将促进市场主体更稳健地参与交易，提高整体市场效率。

完善技术系统与结算体系

电力现货市场及跨省交易对计量、结算、调度系统提出更高要求。要保障市场高效运行，需要加强实时数据采集与结算系统建设；实现省际市场信息互联互通；推进交易平台统一技术标准与核心功能。

技术层面的升级将为市场参与者提供可靠的数据支撑，提高市场透明度。

政策协调与监管保障

市场化改革过程中需要兼顾市场效率和公平性，主要措施包括建立完善的市场监测与风险预警机制；加强对价格操纵行为的监管；明确批发与零售监管边界；对中小用户参与提供保护性措施。这些政策设计将为市场健康发展提供制度保障。

全国统一电力市场体系建设的推进正在深刻影响电力零售市场机制、市场主体行为和用户侧用能模式。价格形成机制逐步市场化、容量补偿与辅助服务市场推进、分时电价改革深化、绿电交易制度完善以及风险管理工具的引入共同构建了更为开放、竞争与灵活的电力市场生态。

未来，随着规则更加成熟、交易主体能力提升和市场化工具的普及，电力零售市场将成为推动资源优化配置、提升系统灵活性与支持能源转型的重要力量。