新能源入市后售电公司的蜕变之路

2025年2月9日，国家发改委、国家能源局印发《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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称《通知》），这是继国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）后，深化电价市场化改革的又一重大举措。近年来，为加速推进我国能源绿色低碳转型，新能源产业发展态势迅猛。截至2024年末，我国新能源发电装机容量约达14.1亿千瓦，在全国总装机容量中占比约42%，新能源发电量在全国总发电量中的比重已超过17%。随着新能源全方位进入市场，其电量将成为售电公司在电力市场中主要的购电来源之一。然而，受新能源发电出力波动性、间歇性和随机性的影响，以及新能源参与市场交易频次的增加，现货市场价格必将随之频繁波动。未来售电公司将面临市场竞争加剧、风险管理难度增加以及服务质量要求持续提高等挑战。为更好实现可持续健康发展，作为市场交易的操盘手，售电从业者需在积极推动市场化交易机制改革、提高专业技术能力以及探索售电市场新业态等多个维度持续深耕发力。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：赵姗）

售电市场现状剖析

自我国提出推进售电侧改革，面向社会资本开放售电业务以来，至今已悄然走过近十个春秋。在这十年的时光里，售电市场历经了从无到有、从萌芽到成长的关键阶段，如今即将步入成熟阶段。在参加电力市场交易并谋求自身发展的过程中，当下的售电公司呈现出三大显著特征。

一是发售两侧可根据实际需求约定中长期交易曲线。在当前电力市场，售电公司多与火电企业进行交易。由于火电机组灵活性较高，双方能够依据实际需求约定中长期交易曲线。在绿电交易中，售电公司和新能源发电企业通常不需要约定交易曲线，按照电力交易中心给定的新能源典型曲线签约一口价合约。同时新能源发电企业无需承担因欠发电量而额外支付的偏差考核费用，售电公司通常可以在绿电交易市场中依据代理用户绿电需求足额签约。

二是售电公司在年度交易中基本落实高比例签约要求。随着越来越多的售电公司入场，零售侧竞争愈发激烈。部分售电公司在零售市场通过低价抢夺用户，利用“价格战”提升市场份额。在批发市场中，为落实发售两侧高比例签约的硬性要求，避免因未足量签约导致偏差考核，发电企业不得不以低价与售电公司完成中长期合约签订。因此售电公司一般在年度交易中，就基本能够高比例完成其代理用户电量的签约工作。

三是售电公司职能呈现明显单一性。目前，大多数售电公司主要聚焦于基础的电力购销业务，仅仅充当着电力从发电侧到零售侧的简单“搬运工”角色。一方面通过了解电力市场的供需情况、价格走势以及政策变化，制定公司参与市场竞价、客户拓展、价格制定等策略，实现从电力中长期市场和现货市场中购买电能量。另一方面作为零售商向中小电力用户出售电能量，帮助中小电力用户避免直接面对电力市场中的价格波动。整体业务模式相对传统，市场职能相对单一。

面临的问题和挑战

伴随着新能源发电企业全面入市参与市场竞争，作为新能源消纳的重要平台，电力现货市场的市场环境将发生相应的变化，这也将给售电公司带来新的市场问题和挑战。

一是售电公司与新能源发电企业在中长期交易中带曲线签约难度增加。长期以来，中长期交易被认为具有锁定收益、规避现货风险的作用。在现有市场机制下，中长期合约是一份需要带分解曲线的合约。然而，由于新能源发电出力难以准确预测，新能源发电企业在市场交易中对带曲线签约持谨慎态度。例如，中长期签约电量较多的时段，如果新能源出力受限，现货价格很可能将由于供给减少而抬高，超过中长期签约价格后，新能源企业只能通过购买现货高价电来补发自己的中长期合同电量，导致亏损。而售电公司为保障自身收益，在交易中更倾向于根据其代理零售用户的负荷曲线完成签约。双方基于不同的利益考量，使售电公司在和新能源发电企业进行中长期交易带曲线签约时难度增加。

二是售电公司在年度交易中的签约比例不确定性增加。根据《通知》的相关规定，新能源发电企业可自主确定年度、月度、月内等交易周期签约比例。这一政策调整，赋予新能源发电企业更高的灵活性。随着交易频次的增多和交易时间的缩短，新能源发电企业能够依据中长期市场与现货市场的价格对比，对中长期交易合约的电量比例进行实时动态调整。为避免承担较高的预测误差风险和价格波动风险，新能源企业会更加灵活地调整在年度交易中的签约比例。售电公司作为电力采购方，受新能源在中长期交易中签约比例灵活性影响，其在年度交易中的签约比例将不再具有稳定保障。

三是大量分布式新能源项目进入市场，传统模式下的售电公司或将力不从心。在全球能源转型的宏大浪潮中，分布式新能源凭借自身的独特优势，在我国能源领域呈现出迅猛发展的态势，目前分布式新能源装机规模已与集中式新能源旗鼓相当。但与集中式新能源不同的是，分布式项目具有装机容量小、主体类型多样、地理位置分散的特点，不同规模、主体的分布式项目“可观、可测、可调、可控”的能力也存在较大差异。当这些分布式项目进入市场后，批发侧经营主体数量将大幅增加，售电业务体量变大，售电公司若延续当前与发电企业在电力交易平台一对一签约电量的工作方式，会大大增加售电从业人员的工作强度和工作难度，从而耗费大量的人力、物力和财力。

应对方法和策略

随着全国现货市场建设稳步推进和新能源发电企业全面进入市场，售电公司作为市场交易的重要参与者，实现其可持续健康发展至关重要。为保障售电公司稳健运营，售电从业者未来需在积极推动市场化交易机制改革、提高专业技术能力以及探索售电市场新业态等方面持续发力。

一是探索中长期交易不带曲线签约和VPPA绿电交易机制，加强售电从业人员技能培训。随着中长期交易周期的逐步缩短和交易频次的提高，未来中长期交易不带曲线签约将是大势所趋，允许经营主体可以自主选择中长期是否进行曲线分解以及分解的颗粒度。连续开市交易叠加取消强制曲线分解能够进一步提升电力中长期市场的灵活性和流动性，激发中长期市场活力，为经营主体提供更多交易和调仓机会，帮助经营主体有效管理风险。持续推动绿电机制改革，探索通过虚拟长期购电协议（VPPA）完成可再生能源交易。电力用户按照自身绿证需求与新能源发电企业签订合约，当新能源发电企业不能如期交付全部绿证时，应通过在绿证市场中购买绿证完成交付。与此同时，对售电从业人员专业技能也提出了更高的要求，要实现由电量分析预测向电力分析预测能力的转变，具备准确预测现货市场价格的能力，把握用户实际用电情况，选择合适的位置作为结算参考点。根据自身公司规模、风险偏好及风险承受能力，制定营销策略，通过合约规模控制、止损机制、风险监管等金融管理技巧，合理分配年度、季度、月度等各类中长期交易比例，实现资产的最优组合。

二是中长期交易金融属性不断强化，进一步推动电力期货市场建设进程。我国电力现货市场为集中式电力市场模式，在此模式下，中长期合约不进行实际的物理交割，仅进行金融结算，发挥避险作用。从国际经验来看，美国、欧洲、日本等地区的电力中长期合约并不在传统电力市场中签订，而是通过期货交易所在场外签订标准化合约，以金融手段计算盈亏，实现风险对冲。新能源全面入市后，机制电价政策的提出和中长期签约比例的灵活调整，标志着我国中长期合约正逐步向标准化合约转变，其背后本质就是电力期货交易。金融属性增强的中长期交易合约，将加速推动我国电力期货市场建设，同时大幅提升合约在市场中的流动性和换手率，有效打破经营主体在电力现货市场中通过行使市场力抬高交易价格的不良局面，保障市场的公平与高效运行。

三是售电公司需以聚合商身份，助力分布式新能源企业投身电力市场。在国际电力市场的实践中，美国、英国均通过巧妙设计聚合商入市机制，达成了“分布式新能源以聚合方式直接参与市场”的模式。这种模式大幅简化了交易流程，降低了分布式新能源参与市场的难度。我国售电公司都是经过严格审核、具有资质的企业，不仅有专业的交易员，而且能够连接电力用户的购电需求，符合成为聚合商的基本要求。售电公司在电力交易平台注册成为聚合商经营主体后，发挥“化零为整”的整合优势，以聚合方式帮助多个分布式新能源项目参与电力交易。面对复杂多变的市场化交易规则，售电公司能够凭借专业技术服务，为分布式新能源主体提供全方位支持。通过深入分析和精准预测出力曲线与交易价格，协助分布式新能源主体制定周全的交易策略，确保其在复杂的市场环境中实现收益最大化。以英国的OctopusEnergy（章鱼能源）为例，它以“能源聚合商”的身份活跃于市场，当分布式新能源发电主体的发电量无法通过自发自用100%完全消纳时，OctopusEnergy提供多种不同的电价方案，收购这部分剩余电量参与市场交易。通过敏锐捕捉现货市场形成的峰谷价差，实现经济收益的最大化。

正如习近平总书记所说，要坚定不移推进能源改革，还原能源商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。新能源发电企业全面入市后，售电公司需要尽快适应新的市场形势，深入研究市场政策，持续提升自身业务能力。只有这样才是售电公司实现可持续发展的关键路径，才能在电力市场化改革道路上一路披荆斩棘，凯歌前行！