3月1日起，多项电力交易新规生效，谁在获利？谁被洗牌？

2026电改开年剧变：全市场主体生存逻辑彻底重构

3月1日零点，全国各电力交易中心的交易系统完成全线切换，备受全行业关注的《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号，下称“1656号文”）正式落地施行，与之配套的各区域、各省交易细则同步生效。

与此同时，云南、贵州、河北等至少九个省份同步推进，明确对直接参与市场交易的用户不再执行政府规定的固定分时电价，将电价形成机制彻底交还给市场。一套以“统一、开放、竞争、有序”为核心目标的政策组合拳全面落地，其影响之深远，无异于对电力交易市场进行了一次彻底的“底层代码”重写。

而市场主体的边界也被彻底打破，“朋友圈”大幅扩容。新规首次明确将“新型经营主体”纳入市场成员，并划分为单一技术类（如分布式光伏、分散式风电、储能、可调节负荷）和资源聚合类（如虚拟电厂、智能微电网）。这意味着，过去难以独立参与市场交易的分布式能源、用户侧储能等“散兵游勇”，如今获得了正式的“市场身份证”，可以平等地参与交易、获取收益。这不仅是身份的认可，更是商业模式的根本性拓宽。对于投资方和运营商而言，分布式项目除了“自发自用、余电上网”，完全可以将参与中长期市场交易的收益预期纳入投资模型，资产价值得到重估。

这不是一次常规的规则修补，而是新一轮电改启动十年来，电力中长期市场最彻底的一次底层逻辑重构。作为占全国市场交易电量95%以上的基本盘，中长期市场的规则重塑，直接决定了未来5年中国电力市场的整体格局，更关乎每一个市场主体的生死存亡。

从政府核定的固定分时电价全面退出，到交易周期向“多年期”和“日度级”双向突破；从跨省跨区交易壁垒彻底打破，到绿电环境价值实现全链路可追溯；从交易校核效率大幅提升，到履约监管全面收紧——每一条新规的背后，都是市场利益的重新分配，都是行业格局的深度洗牌。

潮水褪去，才知道谁在裸泳。新规落地的第一周，市场已经给出了最真实的反馈：有人抓住红利实现收益翻倍，有人固守旧模式直接陷入亏损，更有一批主体已经站在了被淘汰的悬崖边。

这场开年剧变中，到底谁在真正获利？谁将被市场洗牌出局？

一、先搞懂：新规到底改了什么？不是小修小补，是底层逻辑重构

很多人拿到1656号文的第一反应，是条文太多、太专业，抓不住核心。其实抛开官方的话术，这次新规的所有调整，都围绕着一个核心目标：让电力市场真正“市场化”——把定价权还给市场，把选择权还给主体，把全国市场的壁垒彻底打通，让电力的商品属性得到完全释放。

我们不用照搬几十页的条文，只看5个直接影响你钱袋子的核心变化，每一个都颠覆了过去十年的行业惯性。

1. 最核心的颠覆：固定分时电价全面退出，定价权彻底交给市场

这是本次新规最具标志性的调整，也是影响最深远的变化。1656号文明确：自2026年3月1日起，直接参与市场交易的经营主体，不再执行政府人为核定的固定分时电价水平和时段，分时电价完全由市场交易形成。

很多人对这个变化的理解还停留在“峰谷电价取消了”，这是完全错误的。真正改变的，不是峰谷电价的形式，而是峰谷电价的定价主体。

过去，我们的峰谷时段、峰谷价差都是政府提前核定的，比如全国大部分地区都是早8点到晚10点为峰段，深夜为谷段，峰谷价差基本固定在2-3倍。这套机制在电力市场化初期，起到了引导削峰填谷的作用，但随着新能源装机占比持续提升，这套“计划式”的定价机制已经完全跟不上市场的实际供需。

最典型的矛盾：中午12点到下午2点，光伏出力达到全天顶峰，电力供应严重过剩，电价本该跌到谷底，但按照固定分时电价，这个时段大多是平段，电价依然居高不下；而晚高峰19点到21点，光伏完全退出，负荷达到全天最高，电力供应紧张，电价本该大幅上涨，但固定峰价的上限被锁死，无法反映真实的供需关系。

新规落地后，这个矛盾彻底解决了。未来的分时电价，没有政府定死的时段和价差，完全由市场供需决定：中午光伏大发的时候，电价可能比深夜谷段还低，甚至出现负电价；晚高峰负荷上来的时候，电价可能翻倍上涨，峰谷价差可能达到5-10倍；风电大发的深夜，电价也可能跌破谷段底价。

一句话总结：过去是“按表走峰谷”，现在是“按供需定价格”。你要是还拿着老黄历的峰谷时段做交易、排生产，亏到姥姥家都不知道怎么亏的。

这里必须明确一个全网传疯了的误区：本次调整只针对直接参与市场交易的经营主体，也就是发电企业、售电公司、直接入市的工商业用户。居民、农业生产、重要公共服务和保障性用电，继续执行政府目录电价，阶梯电价、居民自愿申请的峰谷电价政策全部保留，一分钱都不会涨，更不存在“全民电费涨价”的说法。

2. 交易周期双向突破：更长的多年期锁定，更短的日度级连续交易

过去，电力中长期交易的核心是年度、月度交易，周期相对固定，灵活性严重不足。而本次新规，直接推动中长期交易向“更长”和“更短”两个方向全面突破。

往“长”走：明确鼓励开展数年（3-5年）期电力中长期交易，支持市场主体通过长期合同锁定长期收益，对冲市场价格波动风险。这对于新能源电站、高耗能企业来说，是决定性的利好——新能源可以通过多年期合同锁定基础电量，保障项目的现金流稳定，覆盖贷款本息；高耗能企业可以通过多年期合同锁定用电成本，规避原材料和电价双重波动的风险。

往“短”走：明确要求中长期交易实现连续运营，全面放开按日连续交易，每天都可以开展中长期交易，大幅缩短交易周期、提高交易频次。过去，你签了月度合同，就算发现第二天的出力、负荷有变化，也没法调整，只能承担偏差考核；现在，你可以提前一天、甚至当天，通过日度交易调整电量，完美匹配新能源的出力波动和用户的负荷变化，实现与现货市场的无缝衔接。

这个变化的本质，是让中长期交易同时具备了“压舱石”和“灵活性”两大属性，既解决了长期收益锁定的问题，又适配了新能源高占比下电力系统的波动性需求。

3. 绿电交易规则全面升级：环境价值单独结算，全链路可追溯

双碳目标下，绿电交易已经成为市场的核心赛道，但过去很长一段时间，绿电交易一直存在“环境价值不清晰、绿电溯源不精准、重复核算”的痛点。很多企业买了绿电，却没法用于碳减排核算，绿电的溢价全靠“情怀”支撑，极不稳定。

本次新规，直接从底层规则上解决了这个问题。1656号文明确：绿电交易价格由电能量价格与环境价值组成，实行分开结算，绿证随交易同步划转，确保绿电环境价值可追踪、可溯源。

这意味着什么？第一，你买的每一度绿电，都能精准追溯到具体的新能源电站，不会再出现“买了绿电，却不知道电从哪来”的情况；第二，绿电的环境价值和电能量价值彻底分开，绿证同步划转，直接对接碳市场核算，企业买的绿电，真真正正可以用于碳减排量的抵扣，彻底解决了绿电“证电分离”的行业痛点；第三，绿电的溢价不再是“随行就市”的炒作，而是有了明确的环境价值支撑，溢价会更加稳定，新能源电站的收益也更有保障。

对于出口企业、高耗能企业、有双碳考核目标的国企和上市公司来说，这个变化直接决定了未来的绿电采购逻辑——过去是“为了应付采购”，现在是“为了碳减排采购”，绿电交易的市场规模会迎来爆发式增长。

4. 跨省跨区壁垒彻底打破：全国统一电力市场加速落地

过去，跨省跨区电力交易一直存在审批流程长、区域壁垒多、交易效率低的问题，西部的低价水电、新能源送不出来，东部的高电价需求得不到满足，区域间的电价价差长期存在，形成了一个个“市场孤岛”。

本次新规，直接从全国统一大市场的高度，打破了这些壁垒。1656号文明确：推动跨电网经营区常态化交易，鼓励区域内省间交易机制创新，助力电力资源在更大范围优化配置。同时，大幅提升交易校核效率：数年、年度交易的校核周期压缩至5个工作日，月内交易的校核周期仅需1个工作日，较之前的效率提升了3-5倍。

简单来说，未来的电力交易，不再有“省内”和“跨省”的本质区别，西部的电厂可以直接对接东部的用户，云南的水电可以直接参与广东的日度交易，甘肃的风电可以直接送到江苏的工厂，全国电力“一盘棋”的格局真正形成。

随之而来的，是全国范围内的电价价差逐步收窄，靠区域信息差、政策壁垒做跨省套利的空间越来越小，而真正具备电源资源、用户资源、跨区调度能力的主体，会迎来全国性的市场机遇。

5. 监管与风控全面收紧：两级校核筑牢底线，履约保障刚性升级

市场化不是无序化，放开定价权的同时，新规也给市场监管和风险防控上了“双保险”。

一方面，建立了“两级校核”机制：交易申报后，先由交易机构开展电量限额、价格限价校核，再由调度机构开展电网安全校核，未通过校核的交易，按交易优先级逆序削减。这套机制既保证了交易效率，又守住了电网安全的底线，避免了过去无序交易导致的电网安全风险。

另一方面，全面强化了履约保障机制，对发电企业、售电公司的履约保函、履约保险要求进一步升级，对市场操纵、恶意违约、虚假交易等行为的处罚力度大幅加大。过去那种“售电公司低价抢单，亏损了直接跑路”的乱象，将得到彻底遏制，市场环境会更加规范。

二、谁在获利？新规红利向这5类主体集中，有人已经实现收益翻倍

规则重构的本质，是利益的重新分配。新规落地后，市场的红利正在快速向具备专业能力、核心资源、灵活思维的主体集中，这5类玩家，已经率先吃到了新政的红利。

1. 具备灵活调节能力的电源主体：煤电的顶峰价值彻底爆发，水电迎来全国性机遇

过去很长一段时间，煤电一直处于“尴尬期”：基数电量持续缩减，调峰价值得不到合理回报，很多煤电企业陷入“发电就亏，不发电也亏”的两难。而本次新规，彻底让具备灵活调节能力的煤电企业，找回了自己的核心价值。

固定分时电价取消后，高峰时段的电价不再有政府核定的上限，完全由供需决定，晚高峰、早高峰的顶峰电价，较之前的固定峰价普遍上涨30%-50%，部分供需紧张的省份，高峰电价甚至突破1元/度。而具备顶峰能力、调峰灵活性的煤电机组，可以精准抓住高峰时段的高价窗口，顶峰发电的收益直接翻倍。

与之形成鲜明对比的，是具备多年调节能力的流域梯级水电。过去，水电的跨省交易受区域壁垒限制，丰水期只能低价弃水，枯水期的送电能力也得不到充分释放。新规打破跨省壁垒后，水电的调节价值得到了全国性的释放。

新规落地后，可以直接参与广东、江苏、浙江等东部省份的日度连续交易。

一句话总结：未来的发电市场，不再是“装机为王”，而是“调节能力为王”。不管是煤电、水电还是气电，谁能在电力最紧张的时候发得出电，谁就能拿到最高的收益。

2. 光储一体化新能源电站：从“靠补贴吃饭”到“靠能力赚钱”，绿电价值双重释放

很多人觉得，新能源全面参与市场化，会因为出力波动大而吃亏，但新规落地后我们发现，真正具备储能配套、曲线管理能力的新能源电站，反而成了最大的受益者之一。

首先，新规鼓励的多年期交易，完美解决了新能源的核心痛点——收益不稳定。新能源电站可以通过3-5年的长期合同，锁定70%以上的基础电量，保障项目的基本现金流，覆盖贷款本息，彻底摆脱了过去“靠天吃饭、靠现货赌收益”的困境。

其次，按日连续交易的放开，让新能源可以完美适配出力的波动性。新能源电站可以根据第二天的出力预测，提前通过日度交易调整交易电量，大幅降低偏差考核的风险，避免了过去“预测出力100万度，实际只发了50万度，只能去现货市场高价买电补偏差”的亏损。

最核心的，还是固定分时电价取消后，储能的套利空间被彻底打开。过去，固定峰谷价差是政府定死的，储能的充放电收益基本锁死，很多光储项目的收益率刚够覆盖成本。而现在，市场形成的峰谷价差大幅扩大，中午光伏大发时，电价可能跌到0.1元/度以下，晚高峰电价涨到0.8元/度以上，峰谷价差达到0.7元/度，储能的收益直接翻倍。

再加上新规明确的绿电环境价值单独结算，新能源电站的绿电溢价可以稳定在0.03-0.05元/度，不用再和电能量打包降价，收益的稳定性大幅提升。可以说，新规之后，新能源电站的竞争，已经从“资源竞争”转向了“运营能力竞争”，光储一体化、风储一体化，将成为新能源项目的标配。

3. 专业型综合能源售电公司：告别价差套利，靠服务赚稳定的钱

售电行业，是本次新规影响最直接的行业，也是分化最严重的行业。新规落地后会出现“冰火两重天”的局面：有的售电公司净利润同比翻倍，有的售电公司直接陷入巨额亏损。

过去，售电行业的核心逻辑是“价差套利”：低价抢用户，签固定电价的零售合同，然后去批发市场赌电价，赚批零之间的差价。这种模式，在固定分时电价的时代，还有一定的生存空间，但新规落地后，固定分时电价取消，市场价格波动大幅加大，批零价差持续缩水，单纯靠价差套利的售电公司，几乎没有了生存空间。

而真正完成转型，从“价差套利商”转向“综合能源服务商”的售电公司，却会在新规中迎来了爆发式的机遇。他们的盈利逻辑，已经从“赚电价的差价”，转向了“赚服务的钱”，而新规的落地，正好把他们的服务价值放大到了极致。

广东某中型售电公司，年售电量30亿度，从2025年就开始全面转型，目前服务收入占比已经达到45%，彻底摆脱了对价差的依赖。他们的核心操作有三个：

第一，给制造业客户做负荷曲线优化。他们组建了专业的能效管理团队，根据每天的市场电价预测曲线，帮客户调整生产计划，把高耗能的焊接、冲压工序，调整到中午电价最低的时段。

第二，帮客户做绿电采购和碳减排核算。他们对接了西部多个新能源电站，拿到了稳定的绿电资源，给出口企业、上市公司提供“绿电采购+绿证划转+碳减排核算”的一站式服务，每度绿电收取0.01元的服务费。

第三，整合用户的可调节负荷，形成虚拟电厂参与辅助服务市场。他们整合了20万kw的用户可调节负荷，形成了稳定的虚拟电厂资源，参与电网的调频、调峰辅助服务。

新规之后，售电行业的门槛不是更低了，而是更高了。过去你有关系、能拿到用户，就能靠价差赚钱；现在，你必须有专业的交易团队、风控体系、服务能力，才能活下去。靠赌价差的时代，彻底结束了。

4. 具备负荷调节能力的大工业用户：错峰用电省的钱，就是纯利润

对于工商业用户来说，新规带来的，从来不是“电费必然上涨”，而是“用电成本的分化”：具备负荷调节能力、主动拥抱市场化的用户，用电成本会大幅下降；而负荷刚性、固守老思维的用户，电费只会越来越高。

我们常说，对于制造业企业来说，省下来的电费，就是纯利润。新规落地后，这句话的价值被放大到了极致。过去，用户只能在政府定死的峰谷时段错峰，调整空间非常有限；而现在，市场电价每天都在动态变化，用户可以根据电价曲线，灵活调整生产计划，错峰用电的收益直接翻倍。

而对于具备自备储能的钢铁、化工等高耗能企业来说，新规带来的机遇更大。江苏某钢铁企业，自备了10万kw/20万kwh的储能电站，新规落地后，可以根据每天的电价曲线，制定精准的充放电计划。

更重要的是，新规给了用户更多的选择权：你可以通过多年期合同锁定长期用电成本，规避价格波动风险；可以通过日度交易，调整用电计划，降低偏差成本；可以直接采购绿电，满足双碳需求。而这一切的前提，是你必须主动拥抱市场化，而不是固守“电网兜底、固定电价”的老思维。

5. 储能、虚拟电厂等灵活性资源运营商：价差红利爆发，收益渠道全面打开

如果说新规有最大的受益赛道，那一定是灵活性资源。本次新规的所有调整，本质上都是在给电力系统的灵活性定价，而储能、虚拟电厂，正是灵活性资源的核心载体。

首先，固定分时电价取消后，市场形成的峰谷价差大幅扩大，储能的套利空间被彻底打开。过去，全国大部分地区的固定峰谷价差在0.3-0.4元/度，用户侧储能的年化收益率大多在6%-8%，刚够覆盖成本；而新规落地后，全国大部分地区的市场峰谷价差都会扩大到0.6-0.8元/度，部分省份高峰和低谷的价差甚至有可能突破1元/度，储能的年化收益率直接提升，从“勉强保本”变成了“稳定盈利”。

其次，按日连续交易的放开，让储能可以提前锁定价差，不用再赌现货市场的价格波动。过去，储能的充放电策略大多是基于现货市场的历史价格，不确定性很大；而现在，储能可以通过日度中长期交易，提前锁定第二天的充电和放电电价，把套利收益提前锁死，彻底规避了现货市场的价格波动风险，收益的稳定性大幅提升。

而对于虚拟电厂来说，新规更是打开了多元收益的渠道。虚拟电厂可以整合分布式光伏、用户侧储能、可调节负荷等资源，形成规模化的灵活性资源，既可以通过中长期交易锁定电量收益，又可以参与现货市场赚取价差收益，还可以参与辅助服务市场获得调峰、调频收益，实现“一份资源，多重收益”。

可以预见，2026年，储能和虚拟电厂的市场规模，会迎来爆发式的增长。因为新规已经给灵活性资源定了价，只要你能提供灵活性，就能在市场上拿到真金白银的回报。

三、谁被洗牌？这5类主体正在被市场淘汰，再不改变就晚了

机遇的另一面，是风险。新规重构了市场的生存逻辑，那些固守旧思维、没有核心能力、跟不上市场变化的主体，正在被快速洗牌，甚至直接淘汰出局。

1. 无调节能力、固守计划思维的老旧火电企业

新规之后，火电行业的分化会越来越严重：具备灵活调节能力的机组赚得盆满钵满，而调峰能力差、机组老旧、顶峰能力不足的小火电，会直接陷入生存危机。

过去，很多老旧小火电，靠基数电量、政府核定的上网电价，还能勉强维持生存。但新规之后，定价权交给了市场，你没有顶峰调峰能力，高峰时段抢不到高价电量，只能在低谷时段，以极低的价格卖出电量，两头受挤，直接陷入亏损。

更致命的，是很多火电企业的“计划思维”。过去，他们只需要签好年度长协，锁定大部分电量，就能安稳过日子，对月度、日度交易根本不重视。但新规之后，市场价格每天都在动态变化，如果你只靠年度长协，不做日度交易调整，不仅会错过高峰时段的高价窗口，还可能因为出力偏差面临高额考核，收益大幅缩水是必然的。

未来3年，火电行业的洗牌会加速，没有灵活调节能力、没有市场化交易能力的老旧机组，会被市场彻底淘汰。

2. 无储能、无长期合同、无绿电价值的“三无”新能源电站

不是所有的新能源电站，都能吃到新规的红利。那些没有储能配套、没有长期合同锁定、没有绿电价值挖掘的“三无”新能源电站，会在市场化的浪潮中，被拍在沙滩上。

首先，没有储能配套的新能源电站，会面临“越发电越亏”的困境。固定分时电价取消后，中午光伏大发的时段，电力供应严重过剩，电价会大幅下跌，甚至频繁出现负电价。你没有储能，发出来的电只能低价卖出，甚至倒贴钱才能消纳，发电量越大，亏损越严重。

其次，没有长期合同锁定基础电量的新能源电站，收益会完全没有保障。过去，新能源有保障性收购小时数兜底，就算不参与市场，也能拿到固定的上网电价。但现在，保障性收购小时数持续缩减，大部分电量都要参与市场交易。如果你没有多年期合同锁定基础电量，只能在现货市场卖电，价格波动极大，遇到新能源大发的月份，电价跌到几分钱，收益直接腰斩，甚至覆盖不了银行的贷款利息。

第三，没有挖掘绿电价值的新能源电站，会彻底失去竞争优势。新规之后，绿电的环境价值单独结算，具备绿证、可追溯的绿电，能拿到稳定的溢价。而如果你没有完成绿证注册，不能实现绿电溯源，就拿不到这部分溢价，只能和常规火电竞价，在电能量市场上，你的出力不稳定，完全没有竞争优势。

新能源的“躺赢时代”，彻底结束了。未来的新能源市场，是“运营为王”的时代，没有储能、没有交易能力、没有绿电价值挖掘能力的电站，只会被市场淘汰。

3. 靠价差套利、无服务能力的“皮包售电公司”

新规落地，最直接的洗牌，发生在售电行业。

被淘汰的，一定是那些没有专业交易团队、没有风险管控能力、没有综合服务能力，单纯靠价差套利的“皮包售电公司”。

过去，这些售电公司的生存逻辑很简单：用比电网代理购电更低的固定电价，抢来用户，签好零售合同，然后去批发市场赌电价，只要批发市场的购电均价低于零售电价，就能赚到差价。这种模式，在固定分时电价的时代，还有一定的生存空间，因为电价的波动范围是可控的。

但新规之后，这套逻辑彻底行不通了。固定分时电价取消，市场价格波动大幅加大，你签了固定电价的零售合同，批发市场的电价一涨，直接就会出现批零倒挂，卖的电越多，亏的钱越多。

更致命的是，新规之后，用户的选择权越来越大。如果你不能帮用户省钱，不能帮用户优化负荷，不能帮用户规避风险，用户为什么要通过你买电？大用户可以直接自己去批发市场交易，中小用户可以选择电网代理购电，根本不需要一个只会赚差价的中间商。

售电行业的门槛，从来没有像今天这么高过。过去，你注册一家公司，拿到售电资质，就能做生意；现在，你必须有专业的交易团队、完善的风控体系、强大的服务能力，才能活下去。靠关系、靠价差赚钱的时代，一去不复返了。

4. 负荷刚性、不愿市场化的工商业用户

很多工商业用户，尤其是中小企业，对这次新规的认知，还停留在“电费要涨了”，根本没有意识到，真正的风险，不是电价上涨，而是你固守的“固定电价、电网兜底”的老思维。

新规之后，工商业用户的用电成本，会出现严重的分化：主动拥抱市场化、调整负荷、优化用电策略的用户，用电成本会越来越低；而负荷刚性、不愿调整、不参与市场化的用户，电费只会越来越高。

最典型的，就是商业综合体、数据中心、医院等负荷刚性的用户，24小时都要用电，高峰时段也不能停电。过去，固定峰价是政府定死的，就算高，也有上限；但现在，高峰时段的电价完全由市场决定，供需紧张的时候，电价可能涨到1元/度以上，如果你没有配套储能，没有做负荷优化，你的电费会直接上涨30%以上，成本压力会急剧加大。

还有很多中小企业，觉得市场化交易太麻烦，还是选择电网代理购电。但你要知道，电网代理购电的价格，是完全根据批发市场的价格定的，你要是不做错峰用电，不调整生产计划，高峰时段该怎么用还怎么用，你的用电成本，只会比主动参与市场的用户高很多。

更需要警惕的，是很多用户签了长期固定电价的零售合同，以为这样就能高枕无忧。但新规之后，批发市场的价格波动大幅加大，如果售电公司因为批零倒挂亏损，直接违约跑路，最终的市场风险，还是要你自己承担，甚至可能面临停电的风险。

对于工商业用户来说，新规不是洪水猛兽，而是一次降本增效的机遇。但前提是，你必须主动拥抱市场化，学会看电价曲线，学会调整生产计划，学会管理自己的用电成本。否则，你只会成为市场洗牌的牺牲品。

5. 靠区域壁垒、信息差套利的贸易型售电公司

过去，很多贸易型售电公司，靠西部和东部的区域电价价差，做跨省套利生意。他们在西部拿到低价的电源，然后卖到东部的高价市场，靠信息差和区域壁垒，赚中间的差价。

但新规之后，跨省跨区交易的壁垒被彻底打破，全国统一电力市场加速形成，这套套利逻辑，彻底行不通了。

首先，跨省交易常态化之后，西部的低价电源，可以直接对接东部的用户，中间的价差会被快速抹平，区域间的电价价差会持续收窄，套利空间越来越小。其次，新规之后，跨省交易的信息完全透明，所有的交易都在电力交易平台上公开进行，靠信息差套利的时代，彻底结束了。

没有核心的电源资源，没有稳定的用户资源，没有跨区交易的专业能力，单纯靠倒买倒卖的贸易型售电公司，只会被市场彻底淘汰。

四、新规落地，我们该怎么办？给所有市场主体的4条实操建议

新规的落地，不是结束，而是新的开始。未来的电力市场，是专业致胜的时代，是能力为王的时代。面对这场行业剧变，不管你是发电企业、售电公司，还是工商业用户、灵活性资源运营商，都必须尽快调整思路，适应新的市场规则。

这里，我们给所有市场主体，提4条可落地的实操建议，每一条都直击核心。

1. 发电企业：核心是“提升调节能力，锁定长期收益，挖掘绿电价值”

对于火电企业，一定要加快机组的灵活性改造，提升顶峰调峰能力，这是你未来在市场上的核心竞争力。同时，要搭建专业的市场化交易团队，不能只靠年度长协，要学会用月度、日度交易，抓住高峰时段的高价窗口，最大化发电收益。

对于新能源企业，一定要尽快配套储能，光储一体化、风储一体化是必然趋势，没有储能，你在市场上根本没有议价权。同时，要积极对接大用户，签订3-5年的多年期长期合同，锁定70%以上的基础电量，保障项目的现金流稳定。还要尽快完成绿证注册，实现绿电全链路可追溯，挖掘绿电的环境价值，拿到稳定的溢价。

2. 售电公司：核心是“彻底抛弃价差思维，全面转向综合能源服务”

对于售电公司来说，现在最该做的，不是继续低价抢用户，而是尽快完成转型。第一，搭建专业的交易团队和风控体系，不要再签固定电价的零售合同，要推广“基准电价+浮动机制+服务费”的零售模式，把市场风险和用户共担，彻底规避批零倒挂的风险。

第二，全面聚焦用户服务，这是你唯一的生存出路。要帮用户做负荷优化、能效管理、绿电采购、碳减排核算，靠服务赚稳定的钱，而不是靠赌价差赚不确定的钱。第三，整合用户的可调节负荷资源，形成虚拟电厂，参与辅助服务市场，打开新的收益渠道。

记住，未来的售电公司，不是电力的中间商，而是用户的能源管家。没有服务能力的售电公司，迟早会被淘汰。

3. 工商业用户：核心是“主动拥抱市场化，提升负荷灵活性，管好用电成本”

对于工商业用户，首先要打破“电网兜底、固定电价”的老思维，主动学习电力市场规则，了解电价的形成机制，这是你管好用电成本的前提。

其次，要根据市场电价曲线，灵活调整生产计划，把高耗能工序调整到电价最低的时段，错峰用电，这是最直接、最有效的降本方式。有条件的企业，一定要配套用户侧储能，不仅可以通过峰谷套利降低用电成本，还可以参与需求响应、辅助服务市场，获得额外收益。

第三，要根据自身的生产情况，选择合适的交易模式。大型企业可以直接入市，组建自己的能源管理团队；中小企业可以选择专业的售电公司合作，签订风险共担的零售合同，不要盲目签长期固定电价合同。同时，有双碳需求、出口需求的企业，要提前布局绿电采购，锁定绿电资源，应对碳减排考核。

4. 灵活性资源运营商：核心是“抓住价差红利，优化交易策略，实现多元收益”

对于储能运营商，要优化充放电策略，不能再靠固定的峰谷时段充放电，要根据每天的市场电价预测曲线，制定精准的充放电计划，同时通过日度中长期交易，提前锁定充放电价差，规避现货市场的价格波动风险。还要积极参与辅助服务市场，除了峰谷套利，还可以通过调频、调峰获得额外收益，实现“一储多利”。

对于虚拟电厂运营商，要尽快扩大资源整合规模，把更多的分布式光伏、用户侧储能、可调节负荷整合进来，形成规模效应。同时，要打通中长期交易、现货市场、辅助服务市场的全渠道，实现资源的收益最大化。

写在最后：电改下半场，只有专业者才能生存

新一轮电改启动至今，已经走过了十年。十年间，我们见证了电力市场从计划到市场的一步步转变，见证了售电公司从遍地开花到行业洗牌，见证了新能源从靠补贴生存到成为电力系统的主体，见证了电力的商品属性，一步步得到释放。

而2026年3月1日新规的落地，标志着中国电力市场，彻底进入了下半场。

上半场，我们拼的是资源、是关系、是胆量，谁能拿到电源，谁能抢到用户，谁能赌对电价，谁就能赚到钱。

而下半场，我们拼的是专业、是能力、是服务。谁能读懂市场规则，谁能管控市场风险，谁能创造服务价值，谁才能在市场上活下去，活得更好。

新规的落地，会淘汰一批固守旧思维、没有核心能力的玩家，也会成就一批顺应市场变化、专业能力过硬的主体。这就是市场化的本质：优胜劣汰，适者生存。

电改的浪潮，从来不会停下脚步。你是选择主动拥抱变化，抓住时代的红利，还是固守旧思维，被市场淘汰？答案，就在你自己手里。