全国统一电力市场下，谁能活成市场赢家？

　　文/申世伟 李嘉伟 齐伟

　　2022年国家发改委、能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号)，明确全国统一电力市场体系的战略目标。2025年9月，国家发改委、能源局联合印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》(发改能源〔2025〕1171号，简称《指引》)，围绕优化现货市场交易机制、完善中长期市场交易机制、健全辅助服务市场体系、建立可靠容量补偿机制、打造规范透明的零售市场等主题，对电力现货市场进行进一步规范。当前，电力现货市场已基本实现全覆盖，跨省跨区交易体量持续攀升、市场化交易规模持续扩大，持续重构省间电力市场生态，不仅考验经营主体的电价预测等技术水平，更是对经营主体的管理机制、考核奖惩机制等带来新要求。

　　全国统一电力市场

　　体系建设下的经营挑战

　　跨省跨区经营模式变革、技术迭代升级、政策动态调整、市场结构变化等多重因素交织，持续重塑电力市场形态，经营主体面临新机遇和新挑战。

　　(一)各类电源的全面入市及跨省跨区交易持续放开。

　　1439号文和136号文显著推动了电力市场化进程。在新能源全面入市后，80%以上的发用电量直接参与电力市场，市场经济关系进一步厘清。一直以来，相关主管部门围绕全国统一电力市场体系建设，持续完善和统一相关基础规则制度与技术标准，持续推动跨省跨区市场化交易，发用双方跨省跨区交易规模有望进一步扩大。12月31日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》(发改能源〔2025〕1710号)，明确要适应新型电力系统建设需要，对以输送清洁能源电量或联网功能为主的工程，探索实行两部制或单一容量制电价;对新能源就近消纳等新业态，实行单一容量制电价。保持输电通道合理规划建设节奏，并结合电力市场价格信号，提升输电效率和经济性。输配电价以及跨省跨区电力输送机制变化可能显著改变电力市场运营逻辑，为电力营销工作带来更大挑战。

　　(二)技术门槛的提升加剧交易创效难度。

　　当前，数字化转型几乎成为经营主体参与市场的必要条件。一方面，现货价格预测能力是经营主体实现交易创效与风险管控的核心。在当前新能源占比持续提升、市场波动性显著增强的背景下，尤其是长周期现货价格预测难度的日益加大，给交易盈利与风险防控带来了严峻挑战。另一方面，现货市场的高时效性、高数据量、高复杂度特征，对经营主体的技术支撑能力构成了刚性约束。加之市场运行边界动态变化、交易数据海量的特点，进一步对经营主体的运营构成巨大挑战。

　　电力市场交易依赖于精准的负荷预测、新能源功率预测及价格预测能力，而这些能力的构建越来越需要技术支持平台的支撑。数字化升级已不再仅是“可选项”，而成为电力市场参与主体必须承担的“必备成本”。电力营销技术支持投入不足的主体很可能面临更为突出的市场风险和发展瓶颈。特别是售电公司亟须向综合能源服务商转型，在价格越来越透明、市场竞争日趋白热化的状态下，通过优化用户用电负荷等方式实现双赢，提升用户体验和粘性，以在激烈的市场竞争中站稳脚跟。

　　(三)现货供需定价带来的电能量价格水平持续下行。

　　对于发电侧来说，电力现货市场是“基于变动成本竞价”，在多区域容量电价机制与电能量市场协同程度不足的现状下，传统调节电源或难以通过电能量市场合理回收成本并获取合理收益。受新能源装机激增等影响，部分现货市场出现长时间的低价甚至连续的负价。若缺乏完备的市场化补偿机制，则传统调节性电源在无法定价时段可能持续承担政策性亏损。对于售电侧来说，市场竞争日趋白热化，叠加相关限价机制约束，售电公司将告别传统高度依赖批零价差的盈利模式，更加依赖售电公司的交易水平和运营能力，以及依托综合能源服务的效益挖潜。

　　(四)监管机制日趋完善要求经营主体遵守更严格的合规经营底线。

　　随着电力市场建设进入深化阶段，监管体系向精细化、规范化深度推进，为经营主体的市场行为划定了更为清晰、刚性的合规红线。《指引》强调电力市场秩序监管，将主体公平参与、运营机构规范履职等关键环节纳入全流程监管范畴。构建“市场动态监测+违规行为精准纠治+乱象常态化整治”的三维管控体系，以报价一致性、发售关联度、成本偏离度、系统阻塞影响等核心指标为监测支点，配套科学量化的监管触发阈值，实现对市场交易全链条合规穿透式管控。

　　对经营主体而言，这意味着必须在交易决策、报价申报、合同执行等全业务流程进一步严守合规底线。坚决杜绝操纵市场价格、协同报价等触碰合规底线的行为。同时，《指引》明确推进常态化整治，打破地方保护和省间市场壁垒，推动形成公平透明的竞争环境，这就要求企业必须将发展的着力点，转移到提升成本控制能力、加强技术创新和推动服务升级上来。

　　经营主体转型发展相关建议

　　沿着全面提升技术能力，完善适应现货环境的考核和奖惩机制，推动相关政策完善的思路，实现经营主体和电力市场更好地协同互动，为推动全国统一电力市场体系建设又快又好完成做出经营主体的应有贡献。

　　(一)全面提升技术水平及市场分析决策能力。

　　一是强化技术支撑，以数字化转型筑牢竞争根基。主动拥抱新方法、新技术，强化数据采集与处理能力建设，做好数据交互或对接;开发先进预测算法，提高负荷、新能源功率及价格预测精度，为应对负电价等极端市场场景提供技术支撑;构建统一数字化平台，整合生产运行、市场交易、燃料管理等系统，实现数据共享与业务协同。二是优化经营管理，以精细化决策应对市场波动。组建复合型交易团队，强化生产与营销协同，通过技术改造提升机组灵活调节能力、降低最小技术出力、提高爬坡速率，做好顶峰压谷，在负电价时段合理降出力或停机以减少损失。做好成本管控及收益测算，完善事前-事中-事后的闭环管理流程，持续提升运营水平。三是重构战略定位，从电力生产者向综合能源服务商转型。突破传统业务边界，向综合能源服务商转型。研究“电源+储能”联合报价、虚拟电厂参与现货市场等创新模式，拓展综合能源服务、碳交易等新领域，创造多元收入来源。强化交易人才培养及人才队伍建设，为转型发展提供高质量交易人才支撑。

　　(二)完善适应电力现货市场的奖惩机制并做好风险控制。

　　一是研究适应电力现货市场的奖惩机制，做好量价统筹，杜绝过度牺牲收益追求电量指标。科学认识各交易品种的内在关联，构建更能激励发售电企业合规创效的交易管理机制，通过量、价的统筹管理及科学合理的对标，更好地提升发售电企业在现货市场中的经营成效。同时，通过科学报价推动高比例可再生的系统良好运行。二是做好风险管控体系建设与合规管理。通过提升价格预测水平，更好发挥中长期交易机制的避险功能;推动事前风险控制量化管理，通过合规运营调整，提升收益水平。建立健全内部合规控制流程，推动系统及市场良性运行、企业风险防控与基本收益提升的有效协同。

　　(三)推动做好电力营销与电源规划的协同。

　　统筹考量项目全生命周期内的发电量与价格水平，并高度重视电源接入位置等关键因素的影响。一是构建精准仿真模拟体系。建立覆盖年、月、日不同时间维度的电力市场仿真系统，以小时为单位进行精细化模拟，预测发电出力和节点边际电价，为规划决策提供量化支撑。二是深化电网规划与阻塞影响分析。结合电网发展规划，研判长期输电阻塞对电源项目结算电量与电价的影响。通过分析关键参数变化，识别可能引发阻塞的高风险因素，并提前制定相应疏导策略。三是强化风险分析与应对能力。在规划模型中系统引入不确定性因素，开展风险量化评估，增强规划方案对市场波动、政策调整等情景的适应能力，确保决策的稳健性和前瞻性。

　　(四)提升政策参与度以推动市场建设更适应新形势。

　　一是主动参与市场建设，强化政策建言能力。通过行业协会、研讨会等渠道分享实践经验，为市场规则的完善建言献策;推动基于现货市场完善关联市场或机制建设，推动容量补偿机制的完善，完善特殊机组补偿机制，以更好适应高比例可再生的电力现货价格持续下行的现状;厘清中长期避险机制和电力现货市场的关系，在有效规避系统性风险的同时更好发挥市场的价格发现作用。二是主动推动做好跨省跨区交易。积极参与省间现货或省间中长期交易，通过统筹优化省内与省间交易促进价格合理形成。推动优化省间相关配套机制，做好容量机制、电量机制的协同。三是持续推动市场供需定价的逻辑。推动相关限价机制完善，使其更适应高比例可再生的电力系统，更好引导各类主体广泛参与系统调节。

　　在全国统一电力市场体系建设的背景下，经营主体的运营水平深刻影响其自身效益与整体资源配置效率。提升市场运行水平，对防范系统性风险、优化电力资源配置具有关键作用。为此，经营主体须主动转型，以管理创新提升效能，以技术升级夯实基础，以风险防控筑牢底线，并积极参与生态共建，持续构建核心竞争优势，为推动我国电力产业高质量发展充分贡献力量。