中国的电力系统，正在经历一场从"计划"到"市场"、从"化石"到"可再生"、从"集中式"到"分布式"的转型

发布日期：2026-06-02 来源：山西双碳能源革命研究院浏览量：809

一个即将被改写的数字

2025年，中国全社会用电量首次突破10万亿千瓦时。

这个数字大到普通人没有概念。换算一下：10万亿千瓦时，大约相当于日本全国用电量的两倍，美国加州用电量的八倍。中国一个国家的用电体量，已经大到可以单独支撑一个全球前五的经济体。

但这不是我今天想说的重点。

重点是：在这个10万亿背后，有一个更值得关注的变化——中国电力市场的游戏规则，正在被彻底改写。

而这场改革的影响，远比10万亿这个数字本身更深、更远。

三个数字，藏着一场静悄悄的革命

要理解这场革命，先看三个数字。

第一个数字：64%。

这是2025年全国市场化交易电量占全社会用电量的比重。这意味着，中国每发10度电，有6.4度是在"市场"里定价的，而不是由政府统一规定。

这个比例，5年前还不到50%。

第二个数字：18.42亿千瓦。

这是2025年底中国风电和太阳能的合计装机容量。它不仅超过了煤电装机，也超过了全国最大用电负荷。这意味着，中国的光伏和风电，已经不只是"补充能源"，而是开始成为整个电力系统的"顶梁柱"。

第三个数字：109万家。

这是2025年底全国各电力交易机构注册的经营主体数量，同比增长33.6%。五年之间，这个数字翻了两番。

发电企业、售电公司、电力用户、新型储能、虚拟电厂……这些过去在电力系统里"存在感不强"的角色，正在批量涌入市场，成为这场改革的主角。

从"计划电"到"市场电"：一个迟到了二十年的改变

中国的电力体制改革，说了很多年。

过去的电力系统，是典型的"计划体制"：发电企业按计划发电，电网按计划调度，用户按固定价格用电。电厂不关心市场，用户不关心价格，整个系统靠行政指令运转。

这套模式运转了几十年。但随着新能源的快速崛起，它的弊端越来越明显。

新能源发电看天吃饭——光伏白天发、风电夜里强。它不像火电那样可以"按需调度"。当光伏在正午时分集中发电，现货价格可能跌到几分钱一度；当风电在夜间骤降，火电厂又不得不紧急开机补位。

**没有市场信号的电力系统，无法有效引导新能源和火电之间的配合。**这就是为什么中国必须推进电力市场化改革。

2025年，这场改革终于迈出了关键一步。

省级电力现货市场实现基本全覆盖，全国统一电力市场体系初步建成，"1+6"基础规则体系完备成型。这意味着，在中国大部分省份，电力已经可以"实时定价"了——像买卖股票一样，发电厂和用户可以在现货市场上根据实时供需情况报价成交。

这不是技术升级。这是一次制度的重建。

一个储能小镇的启示

在山东省某个不知名的小镇，2025年建成了一个200MW/400MWh的大型储能电站。

这座电站的运作逻辑很有意思：白天，当光伏发电量高峰导致电网负荷下降、电价下跌时，它储存电能；夜间，当光伏停发、用电高峰来临、电价上涨时，它向电网放电。

一个充放电循环，这座储能电站每天的收益大约是30万元。一年下来，收益超过1亿元。

这个故事，是2025年中国新型储能全面爆发的缩影。

截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时。与"十三五"末相比，增长超过40倍。

虚拟电厂也不甘落后。截至2025年底，全国虚拟电厂理论调节能力超过1600万千瓦，车网互动聚合资源超过1900万千瓦。84个绿电直连项目完成审批。

这些数字意味着什么？

意味着在电力系统的"供给侧"，不再只有大型发电厂一个玩家。储能、虚拟电厂、分布式能源、车网互动……这些新主体正在构建一个更灵活、更高效的电力供给网络。

**而这场网络变革的背后推手，正是市场化机制。**没有市场定价，就不会有储能的经济价值；没有绿电交易，就不会有虚拟电厂的生存空间。

特高压：一场跨越半个中国的电力长征

2025年，有4条特高压直流输电工程投产送电。

它们分别是：陇东—山东、哈密—重庆、宁夏—湖南、金上—湖北。每一条的额定容量都是800万千瓦。

截至2025年底，中国已累计建成投运24条特高压直流输电通道，"西电东送"能力达到3.4亿千瓦。

这是什么概念？3.4亿千瓦，大约相当于整个德国全国的发电装机容量。而这，就是中国为跨区域电力交易搭建的"高速公路"。

为什么要建这么多特高压？

因为新能源的分布极不均衡。中国西北地区光照强、风力大，适合发展光伏和风电；东部地区用电量大，但缺乏资源。两边之间的物理距离，最近的也有上千公里。

没有特高压，西北发的电送不出来；没有特高压，东部的工厂只能在高峰期忍受拉闸限电。

而特高压的意义，不只是"把电从西部送到东部"。更深层的逻辑是：它让全国统一电力市场成为可能。

当电力可以大范围流通，市场的边界就扩大了。西部多余的光伏电可以卖到东部，东部的调峰需求可以调用西北的火电资源。全国一盘棋的电力调配，终于有了物理基础。

一组矛盾的数据，藏着下一个投资方向

2025年，火电发电量6.33万亿千瓦时，同比下降0.7%。这是近十年来，火电发电量首次出现下降。

与此同时，全国全社会用电量同比增长5.0%，首次突破10万亿千瓦时。

也就是说：用电量在增长，但火电发电量在下降。

多出来的电从哪里来？答案是可再生能源。

2025年，全国新增可再生能源发电量5193亿千瓦时，恰好覆盖了全社会用电增量。可再生能源装机占比超过六成，全社会用电量中每10度电有近4度是可再生能源发电。

这组数据背后藏着一个明确的信号：

新能源对火电的替代，已经从"趋势"变成了"现实"。

但替代的过程并非没有代价。火电的定位正在从"主力电源"转向"调峰电源"。在可再生能源发电不足的时段，火电需要快速爬坡补位；在可再生能源发电过剩的时段，火电需要压低出力为新能源让路。

这意味着，纯火电企业面临压力，而具备灵活调节能力的火储一体化项目、综合能源服务公司，将成为下一阶段的稀缺资产。

2026年：改革的下一程，往哪走？

2026年是"十五五"开局之年。全国统一电力市场体系正由初步建成向基本建成迈进。

改革的方向是明确的：更加统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善。

具体来看，有几个趋势值得关注：

**第一，省间电力现货交易将更加活跃。**2025年省间现货交易电量386亿千瓦时，这个数字在未来几年大概率会大幅增长。随着特高压网络进一步密布，跨省电力交易的物理条件越来越好。

**第二，新型经营主体将加速涌入。**储能、虚拟电厂、负荷聚合商……这些新角色不是配角，而会成为电力市场的重要参与者。电力市场的玩家将从"发电、输电、用电"三类，扩展到"发、输、配、储、聚、运"六大门类。

**第三，绿电交易规模将继续扩大。**随着新能源全面入市政策落地，绿电的环境价值将进一步显化。对于出口型企业来说，绿证和碳边境调节机制将成为越来越重要的合规门槛。

**第四，电力价格波动可能加大。**当现货市场全面运行，"分时电价"将真正影响每一个工业用户的用电成本。错峰生产、储能套利、需求响应……这些词汇，将从专业术语变成制造业企业的日常决策。

最后

回到文章开头那个数字：10.37万亿千瓦时。

这是2025年中国全社会的用电量。但如果我们把时间线拉长一点看，更重要的不是这个数字本身，而是它背后的结构变化——

用电量在增长，但火电在萎缩；市场化比例在提升，但市场规则还在完善；新能源在崛起，但调峰能力仍是短板。

中国的电力系统，正在经历一场从"计划"到"市场"、从"化石"到"可再生"、从"集中式"到"分布式"的三重转型。

这场转型的进度，决定了中国能否如期实现碳达峰碳中和目标，也决定了未来十年中国能源产业的投资主线。

对于产业研究者，这是下一个十年的超级赛道。对于政策制定者，这是改革深水区的硬骨头。对于每一个用电主体——也就是你我——这是迟早要面对的成本与机会。

时代在变。电的逻辑，也在变。

文章来源：3060碳达峰碳中和