2025这一年，随着新能源装机规模首次超越煤电，电力市场化改革进入深水区，而市场秩序却陷入了前所未有的混乱境地。
从售电公司的低价陷阱与合同欺诈，到现货市场的价格飙涨与区域失衡，再到跨区交易的壁垒重重，乱象在发电、售电、交易等多个环节交织蔓延。
这不仅让工商业用户不堪其扰，更考验着能源转型与市场改革的协同推进能力。
现货跌到0元/兆瓦时，长协却锁在400元以上;
央企发电侧联手抬价4分钱，地方交易中心直接红牌罚下;
售电公司报出310元/兆瓦时的自杀价，只为先占坑再说。
……
这不是电影剧本，而是2025年中国电力市场的日常切片。
贯穿全年的一个关键词：乱。
1
主体之乱：
4000家售电公司的“内卷修罗场”
售电侧无疑是2025年电力市场乱象的重灾区，各类违规操作与欺诈手段层出不穷，将“信息不对称”的弊端演绎到极致。
2026年长协签约季来临之际，贵州、广东、江苏等六省电力交易中心密集发布风险提示，揭开了售电市场的乱象冰山一角。
其中，最引人注目的便是违背市场规律的低价抢客行为。
江苏市场出现0.335元/度的超低报价，广东更是出现0.36元/度的“地板价”，这些远低于合理成本的报价背后，是精心设计的履约陷阱。
售电公司的套路已然形成完整链条。
据知情人士介绍，先以远超市场常理的低价吸引用户签订责任模糊的简易协议，再以“政策未明确”“系统升级”等借口拖延线上绑定流程，临近合同生效时便以“煤价暴涨”为由要求涨价，拒绝则终止合作，迫使用户被划归保底售电公司。
而保底电价普遍比市场均价高出15%-30%，2025年就有200余家企业因售电公司集体违约，用电成本平均增加42%。
其中一家年用电量5000万kWh的制造企业额外支出高达700万元。
除了低价陷阱，部分售电公司的欺诈手段更趋隐蔽多元。
在发电侧降价红利传导环节，部分售电公司截留价差牟利，2025年1-6月陕西批发电价下降0.023元/度，但零售均价仅微降0.003元/度。
超过49家售电公司的售电均价超过市场平均水平1.05倍。
在签约环节，伪造公章、盗号代签、阴阳合同等违法行为屡禁不止。
浙江某商贸公司被私刻公章绑定高价合同，申诉3个月才解除合同却已损失20余万元。
广东某建材企业遭遇“线下低价承诺、线上高价录入”的阴阳合同套路，维权胜诉率仅37%。
更有甚者虚构“电价上调15%”的谎言，诱骗企业签订高价合同，陕西某售电公司就通过此手段让12家企业半年多支出超30万元。
售电市场的混乱，本质上是市场竞争失衡与盈利模式困境共同作用的结果。
2015年电改“9号文”推开售电侧市场化大门后，社会资本蜂拥而入，市场主体数量暴增，仅江苏一省售电公司就达305家，发电企业更是增至2353家。
大量主体涌入导致竞争异化为恶性价格战，而新能源入市带来的现货价格持续下探，进一步加剧了批零倒挂现象。
2025年多家售电公司因经营压力被迫退市。
与此同时，日趋严格的偏差考核成为压垮骆驼的最后一根稻草。
各地要求精准匹配小时级用电量、带曲线申报合同，交易周期缩短、频次增加，让本就缺乏风险对冲能力的中小售电公司雪上加霜，部分企业为求生存只能铤而走险。
全国备案售电公司超4000家，其中“皮包公司”占比过半，没有用户、没有风控，只靠“赌差价”存活。
此种情况，价格一跌就跑路，留下用户被强制退市。
这一年，我们还看到，山东出现310元/兆瓦时超低报价，安徽340元，江苏330元也频频出现。
不少公司不计容量电价、不计偏差考核，先签单再说，行业陷入“比谁敢亏”的自杀式博弈。
零售套餐花样百出，却越来越像“理财陷阱”。
分时电价、偏差考核条款隐藏在小字部分，用户只比“一口价”，签约后才发现“低价高罚”，投诉量激增。
2
价格之乱：0元不再是新闻
相较于部分区域的价格飙涨，2025年电力现货市场更凸显出“冰火两重天”的割裂格局。
其中广东市场的持续低价与陕西的价格操控形成鲜明反差，将市场失序问题推向极致。
在广东，“0元电价”早已不再是新闻。
7月21日现货市场出现0.24元/千瓦时的月度低点，8月均价继续徘徊在0.3元附近，这一价格已击穿多数煤电机组的边际成本线，让传统火电企业陷入经营困境。
更值得关注的是，实时市场中0元、1元报价逐渐“常态化”，在新能源大发时段，电力供需比最高达到3.6:1，供过于求的局面直接导致“电比水贱”的荒诞场景。
大量清洁能源因无法消纳被迫弃电，而市场价格信号的失真又进一步扰乱了资源配置节奏。
现货市场的持续异动，直接传导至中长期交易市场，导致长协价格锚彻底漂移。
受现货低价的持续影响，用户普遍形成“越拖越便宜”的观望预期，。
2026年度中长期交易谈判陷入“有价无市”的僵局。
发电企业不愿以低价锁定长期收益，用户则迟迟不愿签约等待更低报价，市场交易陷入停滞。
广东市场的表现尤为典型。
月度中长期交易价格被现货价格持续拖拽至372元/兆瓦时的“地板价”，但零售侧售电公司仍维持406元/兆瓦时的报价，批零倒挂现象进一步加剧。
原本旨在稳定市场的中长期合同失去价格锚定作用，反而成为售电公司转嫁风险的工具。
与广东的低价乱象形成极端反差的是，陕西市场上演了“同一条线路，两种电价”的价格操控事件。
8月，陕西某公司，试图将年度火电双边协商交易中，8月份的执行价格从0.380元/千瓦时抬高至0.424元/千瓦时。
仅4分钱的价差调整，本质上是为了逃避当地政府关于售电公司批零差价超额部分需与用户分享的政策要求。
通过关联企业串谋抬价缩小批零价差，进而谋取不当利益。
这一行为被陕西电力交易中心罕见地公开通报，不仅驳回其调价申请，还给予红牌警告、各扣100分信用分的处罚，同时暂停售电公司后续年度交易资格、暂停电厂上网电费结算，直至整改完毕。
这场“4分钱的战争”，罕见地让央企与地方政府陷入正面交锋，也暴露了部分发电与售电企业通过关联交易操纵价格、扰乱市场秩序的深层乱象。
除此外，山东能源监管办2025年专项监管还发现，部分发电企业利用断面阻塞偏离成本报价获取高额收益，通过频繁启停机组违规套取启动费用。
甚至报高价停机开展检修并隐瞒设备状况套取容量电费。
这类行为与价格操控行为，共同人为加剧了电力供需失衡，破坏了市场公平竞争基础，成为现货价格异常波动的重要推手。
3
机制之乱：
电改后半场，遭遇“发售一体”反噬
相较于市场末梢的违规操作，更深层的混乱源于电力市场化改革“后半场”的机制缺陷。
其中“发售一体”模式的反噬的尤为突出。
叠加省间壁垒固化、辅助服务机制缺失，共同构成了市场秩序失序的核心症结。
所谓“发售一体”，本质上是发电集团既当“裁判”又当“运动员”的错位格局。
大型发电集团凭借资源优势，左手掌控电厂资源，右手设立全资或控股售电公司，通过“锁量锁价”的年度中长期协议抢占市场主导权。
据知情人士表露，这类发售一体企业通过关联交易锁定了全国80%以上的优质电量资源，留给独立售电公司的多是峰谷差大、偏差风险高的“边角料”电量。
区域市场的失衡更为显著。
广东市场中，仅占总数8%的发电背景售电公司，凭借电量资源优势拿走了59%的零售电量份额。
甘肃市场前四大售电企业中，三家具备发电背景，独立售电公司在电量获取、价格谈判中始终处于弱势，市场公平竞争基础被严重削弱。
省间壁的固化则让全国电力资源优化配置沦为空谈，形成“通道看得见，摸不着”的尴尬局面。
并且计划电量占用了大部分跨区输电通道容量，剩余市场化通道容量数据不透明、分配规则不清晰，导致价格信号无法跨区域有效传导。
最典型的便是“湖南缺电却送不出甘肃风光”的荒诞场景天天上演。
而这种区域间的供需错配，进一步放大了局部市场的价格波动与供需失衡。
在当前现货市场限价机制下，电价上限与下限区间过窄，峰谷价差无法有效拉开，导致火电机组、储能电站的调峰服务报价屡现“零溢价”，甚至出现低于成本的报价。
以华北区域为例，2025年夏季用电高峰时段，储能电站参与调峰的报价平均仅为0.02元/千瓦时，远低于0.3元/千瓦时的运营成本，长期亏损导致多数储能企业缩减调峰投入。
更关键的是，增量配网、源网荷储等新型市场主体的辅助服务责任分摊机制尚未建立，辅助服务费用的核算与分摊标准不统一。
反而出现了“谁多调谁吃亏”的不合理现象。
面对愈演愈烈的市场乱象，监管部门的“大清退”行动已然展开。
截至2025年8月，全国超过2600家市场主体被清退。
其中包括近200家售电公司，新能源重镇江苏仅8月就有超700家主体退出市场，行业洗牌力度空前。
山东能源监管办通过“数字监测+现场监管”的立体模式，精准锁定发电企业违规行为，下发整改通知书并督促全行业自查自纠。
4
区域之乱：
每个省都有自己的“剧本”
如果说现货市场的冰火两重天，是全国性的共性乱象，那么各省份市场的差异化失序则更凸显区域之乱的复杂性。
每个省都有自己的“剧本”。
政策差异、资源禀赋与市场结构的不同，让乱象呈现出鲜明的地域特征，进一步加剧了全国电力市场的割裂格局。
广东的剧本是价格深海探底，与市场主体“集体躺平”。
前文提及的现货0.24元/千瓦时低点与406元/兆瓦时零售报价的批零倒挂，已让市场生态严重扭曲。
有数据显示，广东全省近400家售电公司中，300家陷入亏损境地。
华南电力龙头粤电力A上半年归母净利润同比大幅下降96.40%，扣非净利润更是出现2187.18万元亏损，主业亏损状态需依靠非经常性收益支撑，火电企业普遍陷入经营困境。
用户端则形成“越拖越便宜”的坚定预期，2026年度中长期合同签约陷入停滞，大量企业明确拒签合同等待更低报价。
面对这一僵局，广东电力交易中心罕见发布“价格风险警示”，提醒市场主体警惕低价履约风险，但仍未能扭转市场观望氛围。
江苏的剧本是连续结算试运行的过山车式震荡。
2025年9月，江苏电力现货市场正式启动连续结算试运行，本应标志着市场建设的重要跨越，却上演了电价暴跌的惊魂一幕。
试运行启动后，电价从440元/兆瓦时快速下探至330元/兆瓦时，两周内跌幅高达25%，远超市场预期。
诡异的是，现货价格大幅下行的同时，零售侧部分售电公司却选择逆势降价，抢客。
此举进一步强化了用户的观望情绪。
持续的价格波动与经营压力，让售电企业不堪重负，最终联合集体上书，向监管部门与交易中心提出“暂停连续结算试运行”的诉求。
湖南的剧本则聚焦于外送通道“看得见，摸不着”的资源错配困境。
宁电入湘工程已投运，具备800万千瓦的输电能力，本应成为缓解湖南用电缺口的重要支撑，但受限于省间交易“政府电量优先”的规则，市场化交易电量优先级低，实际送电规模不足400万千瓦，通道利用率不足50%。
与此同时，湖南省内新能源装机规模已反超火电，但调峰能力建设滞后，导致弃风弃光率反弹至8%，清洁能源消纳压力陡增。
一边是外部廉价电力无法足量引入，一边是内部清洁能源被迫弃用，双重矛盾让湖南电力市场陷入“缺电与弃电并存”的荒诞困境。
山东的剧本是310元“地板价”的诞生与市场主体的激烈对抗。
2025年12月，山东电力市场集中竞价环节惊现310元/兆瓦时的报价，刷新全国现货市场最低纪录。
这一价格引发轩然大波，当地独立售电公司集体怒斥这是“发电集团壳公司恶意甩货”。
知情人士说，这是部分发电集团在通过关联售电公司以低于成本的价格大规模抛售电量，挤压独立售电公司生存空间。
但山东电力交易中心回应称，该报价符合市场规则，认定为“合法合规”，这一回应直接引发独立售电公司群体投诉，市场公平性争议达到顶峰。
而这一乱象并非个例。此前山东能源监管办就已发现部分发电企业通过多种违规手段套取收益。
这种区域割裂不仅让全国电力资源优化配置沦为空谈，更让市场主体无所适从，成为电力市场化改革深入推进的重要阻碍。
针对上述问题，行业专家提出建议，认为可以参考油气管道独立模式。
也就是，将发电集团售电业务股权上划至国资委专设平台，实现“厂店分离”，并对发电侧报价实行“双封顶”，即现货价+容量补偿合计不超过基准价120%。
同时，把跨省通道剩余容量纳入现货联合出清，取消政府间协议电量“优先权”，让价格信号真正跨省流动，打破省级粮票。
2025年的电力市场，像一列从计划轨道驶向往市场高速的列车，在换轨过程中剧烈晃动：价格信号失真、主体行为扭曲等。
但，乱也孕育着“治”。
当0元现货价让新能源投资者血本无归，全社会终于开始讨论“系统成本”该由谁买单。
当310元自杀价让售电公司排队退市，监管部门终于下决心对“壳公司”动刀。
当4分钱战争把央企推到舆论风口浪尖，公众第一次看清“发售一体”的巨兽身影。
历史经验告诉我们，每一次市场剧痛，都是制度重构的契机。
2025，电力市场仍在“乱”里挣扎，但微光已现。
——只要方向对了，再长的隧道也有尽头。
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