新电改十年思辨 | 市场主体将面临五大趋势性变革

市场主体一头连着经济发展，一头连着民生福祉。作为社会生产力的基本载体，市场主体是经济活动的主要参与者、技术进步的主要推动者、就业机会的主要提供者，作用举足轻重。人才是最活跃的先进生产力，市场的基石则在于培育先进的市场主体。当发电企业开始研究负荷曲线，当售电公司开始重视天气预测，当用户可以自主选择电力供应商……2015年新一轮电力体制改革启动至今，被放开了两头的市场主体的功能定位发生了翻天覆地的变化，更催生了能源互联网时代的新业态。“路在人走，事在人为”，市场主体的澎湃活力，是经济发展的无穷动力，市场主体十年的成长轨迹，不仅映射着电力市场的进化密码，更预示着能源革命的未来方向。

（来源：电联新媒 作者：王澍）

改革前夜：计划烙印下的“锈迹”

在新一轮电改启动前，电力体制尚未挣脱计划模式的窠臼，电力资源配置主要依靠行政手段，发电环节主要由大型发电企业主导，电网企业“统购统销”，终端用户接受目录电价。这种体制在特定历史阶段保障了电力供应的稳定性，但无法有效反映供需关系和成本变化，逐渐暴露出结构性矛盾，导致了行业效率低下、创新不足等问题。

发电侧：计划模式下的“生产车间”。发电环节主要由国有发电集团与地方能源企业构成，发电企业更像是承担政策性任务的准行政单位，完全服从于政府有关部门的计划安排或电网调度指令，实质上是电能“生产车间”。规划无需将价格前置，以国家批复项目为主，换言之，指标落在哪里，企业建设就在哪里，建设跟着规划走，企业缺乏投资建设的主观性，削弱了国有电力企业的经营能力和自行判断决策能力。发电侧缺乏竞争性上网机制，导致“煤-电”矛盾周期性发生。从人才培养来看，主要是倾向于生产技术人员的素质培养而非市场营销能力的提升。

用户侧：没有选择权的“价格接受者”。2015年以前，用户仅为政府“目录电价”的价格接受者，电价调整周期长且滞后于成本变化。用户只能接受电网企业售出的“政府定价+购销差价”，被完全排除在交易链条之外，既不能直接选择发电企业，也无法参与价格谈判。大工业用户和工商业用户虽承担交叉补贴的重担，却无议价权和选择权。同时，海量电力消费数据被“雪藏”，用户既不了解实时电价信息，也无法有效参与价格型需求侧响应，常态化的用户削峰填谷效果甚微，这些宝贵的电力调节资源处于“沉睡”阶段。

破茧重构：市场机制萌发“新芽”

2015年出台的“中发9号文”通过“管住中间、放开两头”的制度设计，在发电侧和售电侧引入竞争机制，输配电价改革厘清了“过路费”机制，现货市场建设提供了价值发现工具，这些制度创新与技术赋能互相交织，市场主体完成了从“政策依赖”到“市场生存”的华丽转身。

发电企业：从计划生产到市场竞争。一方面，除了传统的大型发电企业多元化发展外，众多中小型发电企业如雨后春笋般涌现，为电力市场注入了新的活力与竞争力量。另一方面，发电企业真正拥有了“销售自己产品”的权利，逐渐从“计划生产”转向“市场竞争”，实现了从“以产定销”到“以销定产”的转变。机构设置方面，发电企业正逐步构建契合市场需求的发展机制，组建了售电公司、能销公司、运营中心、报价中心等，探索综合能源服务，以现货市场价格预测为“底座”，搭建能够模拟电力市场出清的系统和能力。行业人才战略正加速向风险管理、宏观经济等维度聚焦，由人社部认证的全国电力交易员职业技能大赛，自2023年纳入国家职业技能竞赛体系以来，成为各市场主体翘首以盼的年度盛会，该竞赛选拔出的电力交易复合型高技能人才，特别是“90 后、00 后”交易员群体，正成为本轮电力市场化改革的“生力军”，满足电力行业“双碳”领域人才需求。

售电市场：从销售解绑到新兴“鲶鱼”。售电侧改革是新电改的一大亮点，长期被统购统销禁锢的电能销售功能被放开，当前，各地都多途径培育了售电侧市场竞争主体，建立了保底供电机制，理顺了用户侧电价结构，初步构建了售电侧市场主体准入与退出机制，解决了用户无论什么情况都可以用到电、买电买得明明白白的问题，也为用户规避购电风险做了准备。社会资本进入售电领域，催生了大量新兴售电主体，这些独立售电公司扮演着“鲶鱼”的角色，打破了传统电力市场中电网企业或少数大型发电企业主导电能销售的局面，其通过提供多样化的电力产品和服务，与传统电力企业展开竞争，倒逼发电企业快速响应市场需求，探索新的商业模式，提升服务水平。

用户侧：从被动接受到主动参与。在用户侧，新一轮电改赋予了用户更多的市场参与权利和选择空间。用户不再仅仅是被动接受电网企业供电和售电服务的角色，而是可以积极参与到电力市场交易中。向售电公司招标购电成为一种新的购电方式，很多电力用户企业通过招标，选择合适的售电主体签订购电合同，规避市场波动风险，以获取更优惠的电价和更优质的售电服务，这种方式增强了用户在市场中的话语权和议价能力。同时，用户与售电主体之间签订财务合同，明确了双方的权利义务、电价结算方式、电量交付计划等内容，使用户能够更加灵活地安排用电计划，合理控制用电成本，促进了电力市场的规范化和稳定运行。一些大型工业用户或用电量较大的企业还建立了自己的购电营销部门，通过主动学习电力市场交易规则，自主参与市场交易降低购电电费。用户角色的转变，不仅增强了市场活力，也促进了电力资源的优化配置。

技术公司：从“边边角角”到支撑平台。十年来，一批技术支撑公司相继崛起，这些企业紧跟国家政策导向和市场需求变化，业务范围涵盖了电力市场的交易技术支持、市场运营咨询、市场主体培训、电力数据分析等多个领域，满足日益复杂的电力市场交易需求。电力交易系统支撑公司，实现了电力交易的电子化、自动化和智能化，提高了交易效率和透明度；运营咨询服务支撑公司，制定市场进入策略、交易策略、风险管理方案等，提升市场主体的市场竞争力和运营管理水平。在“看天吃饭”的市场交易情况下，天气预测公司提供未来多日的各类气象数据的预测服务，使市场主体能够把握未来风电、光伏发电趋势及其对电价的影响。此外，这些不同类型的技术支撑公司通过技术创新和服务优化，通过对电力市场集、分析和挖掘，帮助市场主体更好地把握市场动态和做出市场决策。

展望未来：在变革浪潮中“进化”

站在新十年的起点，电力市场正朝着更高效、更智能、更包容的方向演进，市场主体将面临五大趋势性变革：

一是统一可靠的大电网和源网荷储并存共生。统一可靠性的大电网将继续承担着保障电力基础供应和跨区域电力输送的重要任务，通过不断加强骨干网架建设，提升电网的输电能力和可靠性，实现电力资源在更大范围内的优化配置。而自选可靠性的网源荷储一体化小型电网或微电网探索弹性供电模式，将在特定区域或用户群体中得到发展，这些小型电网可以根据用户的特定需求和当地的能源资源条件，灵活配置发电、储能和负荷资源，实现能源的自给自足和优化利用，提高供电可靠性和能源利用效率，同时也为用户提供更多个性化、定制化的供电服务选择，实现集中式与分布式的协同进化。

二是售电将和聚合商、虚拟电厂紧密结合。售电领域将与聚合商、虚拟电厂等新兴主体紧密结合，形成更加复杂多样、协同高效的售电市场生态，朝着“平台化”转型。聚合商作为连接分布式能源资源和电力市场的桥梁，将众多分散的分布式能源进行整合，形成具有一定规模和调节能力的虚拟发电单元，参与电力市场交易。售电公司则与聚合商合作，将聚合的分布式能源电力纳入售电套餐，为用户提供绿色、低碳、灵活的用电选择，同时也促进分布式能源的大规模消纳。虚拟电厂作为一种特殊的聚合形式，不仅能够整合分布式能源的发电资源，还能协调用户侧的可调节负荷和储能资源，通过先进的信息技术和智能控制手段，实现实时调度和优化运行，参与电力系统的调频、调峰等辅助服务市场，提高电力系统的运行灵活性和稳定性，为售电市场提供更加丰富的电力产品和服务。这种融合模式将推动售电业务向综合能源服务方向发展，为用户提供更加多元化、高效化的能源解决方案。

三是发电企业在未来将更加注重营销体系建设。发电企业将从“生产型”向“营销型”转变，以营销为龙头，提升市场竞争力。发电企业将更加注重市场需求分析，优化发电计划和电力产品结构，提供差异化的电力产品和服务。随着电力市场的放开和竞争的加剧，发电企业不再仅仅依靠发电装机规模和发电效率来获取收益，而是需要全面提升市场竞争力。发电企业将组建更专业的营销团队，深入了解市场需求和用户偏好，制定个性化的营销方案，拓展电力销售市场。同时，利用自身的发电资源优势，开展综合能源服务，满足用户多样化的能源需求，提升用户黏性和市场占有率。此外，发电企业还将积极参与电力市场的各类交易品种，如电力期货、期权等金融衍生品交易，通过金融工具对冲市场风险，锁定发电收益，实现稳健经营。

四是从市场的角度管理市场力，电力监管体系将加速升级。随着全国统一电力市场建设加速推进，更加多元化的市场主体参与市场，电力市场监管工作将常态化开展，建设具有独立性、专业性的电力监管体系迫在眉睫。一方面，市场主体数量众多、发展迅速，加上信息不对称，增加了监管的难度与强度；另一方面，电力市场机制的设计和监管都将与其他大宗商品市场不同，对监管人员的经济理论水平、电力运行经验和综合能力要求更高。其中，管理监管市场力，是一个复杂而关键的任务，既要完善市场机制设计，削弱市场力滥用基础，又要强化市场监测与行为监管。当前，发电容量回收不足，启停费用、上抬费用、空载费用等并未核价，发电机组发电非但没有获取超额利润，甚至所获得收益不能覆盖固定成本，因此，判断是否滥用市场力要看结果，而不是将所有收益视为不合理收入。

五是市场主体与电力系统将成为一致目标行动人。现货市场价格反映供需是市场建设的核心要素，供需紧张则市场价格高，供需宽松则市场价格低。随着电力市场机制的完善、市场价格限值的合理放宽、价格发现的功能充分体现、参与市场主体的比例升高，在各类市场主体以自身经济利益最大化为目标的基础上，各类市场主体的运行行为与电力系统保供和消纳的目标将呈现更高的一致性。在市场价格尖峰时段，发电侧的火电机组为获得高利润顶峰发电，负荷侧的电力负荷为降低用电成本而减少用电，均能够帮助电力系统降低失负荷风险，提升保供水平；在市场价格低谷或负价时段，发电侧的火电机组、新能源为减少发电损失努力压低出力甚至主动弃电，负荷侧的电力负荷将高价时段少用的电转移至低价时段实现购电成本降低，均促进了新能源消纳。在储能侧，抽水蓄能以及新型储能为实现套利收入最大化，在价格低谷时段充电和在价格高峰时段放电，也有利于降低系统整体峰谷差，促进系统的保供和消纳。在电网侧，以提升电力市场经济性效益为目标的电网规划，通过新建和改造缓解严重阻塞的输电通道，在实现规划目标与市场经济性激励相容效果的情况下，提升市场竞争效率，降低系统总发电成本。山西、山东、蒙西等长期运行的电力市场，实际运行效果表明，各类市场主体的交易行为有效提升了电力系统的平衡、保供和消纳。

过去十年市场主体的培育之路，是我国电力体制改革不断深化、市场机制逐步完善的过程，自中发9号文发布以来，发改价格1439号文、发改体改118号文、发改价格136号文等里程碑式的电力体制改革政策的持续推出，激励电力市场中的多元主体更加积极主动参与市场，进而提升电力工业的运行效率。从新电改前相对单一、传统的电力系统主体格局，到新电改推动下市场主体的多元化、专业化发展，以及未来电力市场更加智能化、协同化的发展趋势，每一个阶段都见证了市场主体在政策引导和市场竞争中不断成长、创新与变革的历程。