136号文开启全民售电
2025年，随着国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革的意见》（简称“136号文”）全面落地，电力市场化改革迈入深水区。
这份被业内称为"电改2.0"的纲领性文件，不仅标志着80%以上的发电装机容量完全市场化，更意味着这意味着，占全国总装机42%的新能源机组将与火电、水电同台竞技，售电市场从“资源争夺战”转向“服务价值战”。
——是的，老铁们，全民售电的时代真的来了！。
作为电力交易从业者，你是否已看清趋势、做好准备？
136号文“三把火”：烧出了什么新规则？
136号文的核心目标直指“新能源全面入市”，而“机制电”作为过渡工具，为新老项目提供了平稳衔接的缓冲带。
政策明确了几大关键点：
1、全电量入市：新能源从“温室花朵”变“市场战士”
●政策要点：2025年6月1日后投产的新能源项目，100%电量进入市场竞价；存量项目3年内完成市场化过渡。
●冲击波：新能源企业需直面现货价格波动风险。
例如青海午间光伏大发时段，电价已出现-0.05元/千瓦时的负电价，倒逼企业配置储能实现“两充两放”对冲风险。
2、机制电价：给市场戴上“安全帽”
●双轨制设计：当市场均价低于成本时，电网按差价补偿；高于成本时，超额收益纳入系统调节基金。
云南1448万千瓦新能源项目要求配置10%储能，通过共享储能模式降低度电成本0.08元，成为机制电价下的典型解决方案。
3、绿证与电价脱钩：绿电交易从“捆绑销售”到“自由组合”
●规则变革：选择机制电价结算的电量不得申领绿证，企业需在保底收益与碳资产收益间抉择。
●市场影响：2024年全国绿证交易量达49.55亿个，但136号文实施后，预计30%的新能源企业将保留20%-40%电量用于绿证交易。
4、强制配储解绑
●曾让新能源企业苦不堪言的强制配储要求被正式叫停。以前拿项目得先算配储成本，现在终于能回归技术驱动的本质竞争了。
●这一改变倒逼储能行业从"政策套利"转向"价值创造"，具备低成本、高循环效率优势的技术流派将迎来春天。
这意味着，无论是风光项目还是传统电源，都需直面市场波动。
新能源正式走向社会，开始自己‘养活自己’。
市场格局重塑：从区域试点到全国统一
1、地方实践加速推进
山东模式：早在2020年，山东便试行中长期交易规则，挂牌交易的匿名机制和灵活申报模式为市场主体提供了参考模板。
安徽动态：2025年修订的中长期交易规则明确“政策优先”原则，确保地方方案与国家框架无缝衔接。
广东经验：作为电改前沿，广东通过集中竞价交易验证了“价格优先”原则的可行性，为全国统一市场提供经验。
2、政策时间表紧迫
136号文要求各省在2025年底前出台具体实施方案，多地已提前布局。
例如，部分省份2024年底发布的2025年交易方案，可能延至2026年生效。
企业需紧盯政策窗口期，避免错失市场准入机会。
3、交易主体多元化
售电侧全面放开后，市场主体从传统的发电企业、电网公司，扩展至售电公司、储能企业、甚至终端用户。
竞争性售电量公式（全社会用电量×用户选择权放开比例×用户更换售电商比例）揭示：用户选择权将成为市场扩容的核心变量。
市场变局：全民售电时代的竞争格局
随着售电市场的全面开放，传统的电力垄断格局已被彻底打破。
如今的售电市场，呈现出“三足鼎立”的竞争格局：
1、传统电网企业：两网凭借输配电网络优势和品牌信誉，依然占据主导地位。但其盈利模式已从“赚差价”转变为“收过路费”——通过政府核定的输配电价获取稳定收益。
2、独立售电公司：这类企业以灵活的服务和创新的套餐迅速崛起。
例如，某售电公司推出“电价+节能诊断”打包服务，帮助用户节省电费的同时提供用电优化方案，深受中小企业欢迎。
3、发电企业转型：发电集团利用自身电源优势，直接开展售电业务。他们通过“发电+售电”全产业链模式，实现成本最优配置，成为市场强劲竞争者。
数据透视：
交易规模爆发：2024年全国市场交易电量达6.18万亿千瓦时，占全社会用电量超60%。其中，绿电交易量同比增长300%，广东、江苏等地甚至出现“绿电抢购潮”。
主体数量激增：仅2024年新增售电公司超2000家，是前三年总和的1.5倍，市场竞争激烈程度可见一斑。
全民售电的“新战场”：三类玩家如何卡位？
随着分布式光伏装机突破6亿千瓦、虚拟电厂试点扩至30省，售电市场正从“大用户直购”走向“全民参与”。新规则下，三类主体迎来战略机遇期：
1、分布式资源聚合商：小微主体的“电力经纪人”
◽商业模式：通过数字化平台整合工商业屋顶光伏、储能、可调节负荷，打包参与现货市场套利。
安徽某聚合商通过“午间储电+晚峰放电”策略，年收益提升40%。
◽技术护城河：需具备分钟级负荷预测能力，功率预测误差需控制在5%以内，否则面临高额偏差考核。
2、综合能源服务商：从“卖电”到“卖解决方案”
◽价值延伸：为用户提供“光储充一体化+能效管理”套餐，度电服务费可达0.03-0.1元。
江苏某服务商为工业园区定制智慧微电网，降低用户用电成本15%，自身利润率提升8个百分点。
◽风险控制：需建立电价联动机制，例如将储能投资成本与峰谷价差绑定，当价差低于0.7元/千瓦时自动暂停充放电。
3、跨区交易操盘手：打通资源优化的“任督二脉”
◽套利空间：利用区域价差开展“西电东送+南电北调”组合交易。
2024年山西外送绿电75.38亿千瓦时，跨省价差收益达2.3亿元。
◽合规红线：需实时监控市场力指标，发电企业现货报价不得超过边际成本3倍，否则面临信用评级降级。
挑战与机遇并存：谁将笑到最后？
1、电价波动风险
市场化初期，部分地区可能因新能源供给过剩出现“极低电价”，但长期看，机制电价的“低保”设计（类似光伏保障小时数）将稳定项目收益。
2、专业化能力成胜负手
交易策略：电力交易员需精通现货市场规则、价格预测及风险管理。
目前，具备宏观政策解读与团队管理能力的复合型人才薪资已飙升至32k/月。
技术赋能：AI算法、大数据分析逐渐成为交易决策的标配，但需注意：电站收益的80%仍取决于资源禀赋和政策，交易策略仅占10%-20%。
3、绿电溢价的新赛道
136号文明确绿电交易可单独定价，绿证与电能量价格分离的模式为企业提供了低碳转型的差异化路径。
例如，高耗能企业可通过绿电采购提升ESG评级，而新能源企业则能借此获取溢价收益。
应对策略：如何抢占先机？
1、紧盯地方政策窗口
各省自主权较大，企业需动态跟踪方案细节。例如，山东的匿名挂牌机制与安徽的“政策优先”原则差异显著，需因地施策。
2、参与专业培训
企业应该针对136号文开展解读培训，涵盖政策影响、收益分析及应对策略，助力团队快速补足知识短板。
3、构建柔性交易团队
从数据分析师到合规风控专家，企业需组建跨职能团队，应对市场不确定性。
广东的经验表明，专业化售电公司更易在竞价中胜出。
4、拥抱技术创新
电力现货市场规则强调“可操作性”，企业需借助数字化工具优化报价策略，同时防范恶性竞争风险。
竞争升级：五大生存法则
面对白热化竞争，企业需构建差异化护城河：
1、传统电力企业
• 巩固资源优势，深化"电+X"服务（如电+金融、电+碳资产）；
• 加快数字化转型，打造智能交易平台；
• 案例：江苏电力推出"能效账单"服务，为10万企业优化用电方案。
2、民营企业
• 聚焦垂直领域，提供定制化解决方案；
• 建立快速响应机制，捕捉市场套利机会；
• 案例：某民企针对数据中心推出"绿电+储能"套餐，签约率达85%。
3、科技公司
• 开发智能交易算法，提供SaaS服务；
• 布局能源物联网，构建数据护城河；
• 案例：云能源大数据平台已接入全国20%光伏电站。
4、新能源企业
• 提升交易能力，组建专业交易团队；
• 创新商业模式，探索绿电期货、碳汇交易；
• 案例：头部集团成立电力交易公司，年交易电量超500亿千瓦时。
5、储能企业
• 聚焦技术迭代，降低全生命周期成本；
• 拓展应用场景，参与辅助服务市场；
• 案例：某头部储能系统循环效率突破96%，中标多个调峰项目。
结语：与其观望，不如成为“头号玩家”#
“未来的售电公司，卖的不是电，而是能源解决方案。”
在这场变革中，盲目“抢电量”的粗放模式已成过去，精准策略与专业化能力才是立足之本。
站在2025年的历史节点，全民售电浪潮正推动电力行业向三大方向进化：
1、清洁化
新能源将成市场主角。预计2030年新能源装机占比超60%，煤电逐步转型为调节电源。
2、智能化
电网将进化为"数字生命体"。某专家预测："未来电力调度将实现毫秒级响应，系统故障自愈率达99%。"
3、个性化
用户不再是被动的消费者，而是"产消者"。某园区微电网案例显示，通过需求响应和储能优化，用户年用电成本降低25%。
文章来源：北极星电力
