导语

在全国统一电力市场建设步伐加快的背景下，跨省跨区交易常态化、新能源全电量入市、绿电直连等政策的落地实施，逐步打破了发电企业传统的计划发电模式。本文深入分析政策驱动下的市场规则变化及对发电侧影响，从区域壁垒破除、电价波动风险和市场联动效应等维度，系统梳理发电企业在发展定位、规则适应和常态运营方面面临的核心挑战。从优化资源配置、精准制定交易策略、强化配套保障体系建设等方面提出应对策略，为发电企业转型发展提供参考。

宏观形势变化：市场交易常态化运行

自中发〔2015〕9号文部署新一轮电力体制改革任务以来，我国已构建起“市场主导、绿色转型、数字赋能、系统协同”的新型电力系统发展框架。全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2025年的6.64万亿千瓦时，占全社会用电量的比例由17%提升至64%，实现从“计划电”向“市场电”的稳步转型。

图1  市场交易电量占全社会用电比重变化

在全国统一电力市场建设背景下，电力市场规则体系日趋完善，市场结构发生深刻变革，资源配置优化范围持续拓展。

一是“1+6”电力市场规则体系全面落地。其从顶层设计上明确市场基本架构和核心原则，推动发电企业向调节服务商转型，尤其是煤电企业角色定位面临根本性转变；各区域可结合实际进行规则差异化调整，对企业风险防范和合规管理提出了更高要求。

二是市场结构加速向多元市场演进。136号文推动新能源全电量入市，发电侧面临“增量挤占存量、新能源挤占火电”的双重压力；同时114号文提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制，为传统能源转型提供收益保障，推动市场从单一电量市场向“容量+电量+辅助服务”多元市场演进。

三是跨省跨区交易、绿电直连等为资源优化配置提供新空间。省间现货市场的常态化运行，拓宽了新能源消纳渠道，但也增加省间输电通道压力和出清的不确定性，这对系统协同能力与跨区合规管理提出了更高要求。

图2  重要节点标志性政策汇总

精准锚定痛点：发电企业面临挑战

随着市场成为电力资源配置的重要手段，发电企业正处于从“保障电量供应”向“提供安全、绿色、灵活、市场化的电力服务”的战略转型阶段。这一进程中，企业面临角色转型、规则适应与风险管控三重挑战。

图3  发电企业面临的挑战

（一）定位转变：经营逻辑从计划发电向市场竞争转变

发电侧经营逻辑从“计划保供”向“市场竞争”转变，在企业运营目标、决策能力、组织能力要求三个层面变化显著。一是企业运营目标从单一保供向多元效益统筹转变，收益与风险平衡难度加大。随着电力市场类型多元化，企业收益结构呈现电能量、容量与辅助服务收益等并存的多元化特征。如何在防范市场风险的前提下实现多市场、多品种间的收益最优配置，成为企业运营核心挑战。

二是决策机制向多时间尺度协同优化转变，电量结构统筹成为决策难点。电力现货市场的全面铺开打破了原有的中长期交易节奏，且发电侧多以“报量报价”形式参与日前、实时市场交易，如何统筹中长期和现货交易电量规模、做好分时段量价预测及多市场交易协同策略，成为决策难点。

三是市场化响应能力薄弱，人员、机制与系统支撑不足。现货市场运行下交易结果15分钟出清一次（山西已缩短至5分钟），这对决策时效性要求大幅提升；但现阶段发电侧响应机制，仍以应对日频应急调度为主，交易决策科学性、准确性和时效性难以保障，企业处于被动应对状态。

图4  发电企业定位转变引发的变革

（二）规则复杂：在多类型、高频更新市场规则下企业承压

受市场规则的复杂性、动态性和区域差异性影响，叠加绿电绿证交易等制度约束，发电企业在规则理解、合规风险防控和跨区经营方面面临挑战。

一是规则体系庞杂，企业常态化跟踪、理解成本高。在“1+6”市场规则体系基础上，叠加绿电交易、增量配电网、两个细则等规则，形成涉及范围广、关联关系复杂的多重约束，发电企业对规则间的传导机制掌握尚不全面，对规则的解读深度、广度不够，直接影响交易决策质量。

二是规则动态调整频繁，企业面临合规经营风险。目前我国电力市场仍处于建设完善阶段，各项规则频繁修订，如山西的电力市场规则已更新至第16版，规则更新常涉及机组运行、报价上限、出清机制和偏差考核等关键条款的调整，企业难以及时调整交易策略，这加大了触发偏差考核罚款风险。

三是区域规则分化显著，跨省跨区经营面临“一省一策”的制度适配困境。《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》的发布执行，造成发电企业在拓宽交易渠道的同时，受到多套区域规则体系约束，而规则理解错位可能引发区域性经营风险，难以形成统一、可复用的交易策略。

图5  市场规则演进带来的挑战

（三）经营风险：市场供需和价格波动加剧，不确定性增强

受中长期交易占比下降、新能源出力不可控等影响，发电企业面临供给侧出力预测不确定性加强、预期收益难以锁定、市场间偏差传导放大经营风险等问题。

一是能源结构转型加剧供给侧出力不确定性。截至2025年底，我国风电、太阳能累计并网装机已超过火电，全年风光发电量占比达22%，但新能源出力波动大，极端天气下出力预测偏差易引发市场供需失衡，触发偏差考核，使企业面临罚款、收益回收等经济损失。

二是市场化电价波动加剧，难以锁定预期收益。传统模式下企业主要通过中长期合同锁定电量与电价，现货运行后电价由市场供需决定，波动性显著增强；136号文发布后新能源增量项目需通过市场化竞价获得机制电量资格，锁定预期收益难度大幅上升。

三是市场间联动效应加强，单一决策失误可能引发连锁损失。现阶段各类型市场通过价格联动、偏差结算等方式紧密耦合，例如中长期偏差电量按照现货市场价格结算，单一市场的价格波动或决策失误将通过结算链条迅速放大，这对企业量价预测和交易策略能力提出更高要求。

图6  发电企业面临经营风险

应对策略制定：系统构建转型能力

本文从优化资源配置布局、精准制定交易策略、强化发展配套保障三个层面，系统构建应对策略，助力企业实现市场化、智能化和绿色低碳转型。

图7  市场化转型下发电企业应对策略

（一）优化布局：设计面向不同环境的企业资源配置规划

从电力流动、区域壁垒破除、多能互补等角度出发，企业需构建分层分类的资源配置体系。

一是推动企业在全国范围内的资源配置，拓展收益空间。通过常态化开展市场运行规则、电价预测和通道容量分析，动态评估各区域市场供需和价格信号，制定合理外送计划，利用跨省区价差获取收益；同时为电源点的优化布局提供决策依据。

二是优化企业内部电源结构，提升多能协同互补能力。企业开展对自身电源类型及出力特征的常态化仿真评估，重点分析火电调节空间、清洁能源出力特征、储能配备容量与响应速度，评估企业整体调节能力、优化出力分配方案。

三是探索绿电直连等创新模式，布局前沿示范工程。发挥发电侧资源优势，以绿电供应赋能零碳园区、虚拟电厂等前沿示范，深入探索“源网荷储”一体化运营模式，推动“电－碳－证”协同研究，积累多市场协同运营经验，为规模化推广奠定基础。

图8  发电企业发展布局优化

（二）策略制定：结合电源类型个性化制定交易策略

结合市场电价波动、外向型企业绿证需求及绿电直连等新兴交易模式，发电企业应面向不同电源类型、建立以量价预测和交易策略优化为核心的策略机制。

一是挖掘火电调节优势，构建多市场协同策略。基于分时电价、电力供需缺口与系统调峰需求，综合考虑机组启停约束、爬坡速率、边际成本和收益空间，统筹火电在电能量和辅助服务市场中的综合收益，制定最优报量报价方案。

二是提升新能源发电预测精度，拓展绿色环境价值创收渠道。引入高精度气象数据和机器学习算法，提升功率预测准确率，积极探索绿电绿证交易及绿电直连等创新模式，将绿色电力环境价值转化为实际收益。

三是从物理层面定位制约交易灵活性瓶颈，设计针对性解决方案。以热电机组为例，通过热电解耦改造打破“以热定电”约束，支持采暖季执行“以市定电”的灵活交易策略，实现供热保障与电能量收益的协同优化。

图9  面向不同资源的配置策略优化

（三）强化保障：构建覆盖交易运营全流程的保障体系

为打造强大的市场交易与分析能力，发电企业应从数据基础、人员与组织保障、信息化工具三方面构建起全方位支撑体系。

一是建立多源高频数据采集与治理体系，夯实决策基础。建立覆盖多来源、多频度的数据采集与处理机制，明确采集标准、校验和异常处理方法，形成可回溯、可审计的数据治理流程，避免因数据基础薄弱影响分析和预测精度。

二是加强人员能力建设和组织制度保障，提升市场化响应水平。建立明确的交易工作标准和审批处理流程，用于指导跨部门、跨层级的组织协同；通过培训等手段提升交易人员市场分析和策略制定能力，能实现在既定规则下灵活调整策略，控制交易与合规风险。

三是打造交易运行管控智能化平台，提升交易科学性与决策效率。构建涵盖量价预测、曲线分解、风险评估等核心功能的信息化平台，引入时间序列分析等先进算法开展模型优化与策略适配，将审批流程嵌入平台实现线上化流转，为参与市场交易提供辅助工具与策略优化支持。

图10  发电企业“数据、组织、工具”支撑体系建设

结语

在电力行业从“计划电”到“市场电”的转型进程中，发电企业向“市场竞争者”转变的趋势已不可逆转。随着市场机制逐步完善、绿电直连等新业态涌现，发电企业在面临运行规则复杂、运营风险加大等挑战的同时，也迎来优化运营模式、拓展价值空间新机遇。对此，企业应立足自身，顺应政策演进趋势，从优化自身布局、精准制定交易策略、强化配套保障三个维度协同发力，加快向综合能源服务商转型，为全国统一电力市场建设和高质量发展发挥积极作用。

【参考文献】

[1]《新一轮电力体制改革10年 市场化交易电量占全社会用电量升至63%》

[2]《2025年全国电力市场交易电量达6.6万亿千瓦时，同比增长7.4%》

[3]关于印发《电力市场规则体系（V16.0）》的通知（晋能源电力发〔2025〕260号）

[4]《2025年我国风电太阳能发电新增装机超4.3亿千瓦 再创历史新高》