随着《电力现货连续运行地区市场建设指引》的发布，现货市场“连续运行、规则定型、风险可控”的核心目标得以明确，标志着改革进入制度定型的关键阶段。

广东、山西等先行省份率先实现现货市场连续运行，市场价格信号更趋精准，交易机制更趋完善，这对售电公司的运营能力提出了更高要求。

售电公司的发展始终与电力市场化改革进程深度绑定。改革初期，行业以数量扩张为主导，大量售电公司依托政策红利与信息不对称获取价差收益；随着市场竞争加剧与规则细化，尤其是现货市场连续运行后，价格波动幅度加大、偏差考核标准趋严、用户需求逐步升级，传统“低买高卖”的盈利模式已难以为继，行业开始进入“质量提升”的转型期。

国家发展改革委、国家能源局发布的《电力辅助服务市场基本规则》与《电力市场运行基本规则》，进一步明确市场主体范围与交易规范，鼓励多元主体参与市场调节，为售电公司转型提供方向指引。在此政策背景下，如何突破同质化竞争困境、构建可持续的核心竞争力，成为每一家售电公司必须面对的生存与发展命题。

现有研究多聚焦于现货市场机制设计、售电公司风险管控等单一维度，缺乏对“市场规则—用户需求—公司能力”协同关系的系统梳理。

本文结合笔者十余年售电公司交易实践与电力市场研究经验，从现货连续运行的制度特征切入，以价值共创为核心、风险对冲为保障，探索售电公司差异化竞争的可行路径，既为行业转型提供实操参考，也为电力市场机制完善提供微观层面的实践依据。

现货市场连续运行绝非简单的交易周期延长，而是市场规则、价格形成机制与风险特征的系统性变革。其对售电公司的影响贯穿业务全流程，主要体现在三个维度。

（一）价格信号从“阶段性离散”转向“连续性精准”，倒逼交易策略升级

试点阶段，现货市场多采用间断性交易模式，价格信号存在明显的时段断层，售电公司可依托历史数据与经验判断制定中长期合约策略，对现货市场的依赖度相对较低。

进入连续运行阶段后，现货价格按“日前—日内—实时”时序滚动形成，既能够反映不同时段的供需关系，也会受极端天气、政策调整等短期因素影响，价格信号的实时性与波动性显著增强。

这种变化要求售电公司彻底打破“中长期合约锁价 现货被动补库”的传统模式，转向“基差定价 动态调整”的主动交易策略。

实践中，部分售电公司因未能及时调整基差合约比例，在现货价格超预期上涨时面临高额成本损失；而那些能够实时跟踪负荷变化与价格走势、灵活调整现货采购量的公司，有效实现了成本可控。

由此可见，价格信号的连续性已成为售电公司交易策略的核心变量，传统经验驱动的决策模式难以适配市场新特征。

（二）用户需求从“单一购电”转向“综合服务”，驱动业务边界拓展

随着市场教育的深入与竞争的加剧，用户对售电公司的需求不再局限于“获取低价电力”，而是逐步延伸至成本稳定、风险规避、低碳转型等多元维度。

工业用户作为售电市场的核心客群，更关注用电成本与生产节奏的匹配——高耗能企业希望通过负荷优化降低峰时用电成本，制造企业则需要稳定的供电保障以避免生产中断；商业用户（如商超、数据中心）则更侧重用能灵活性，对峰谷套利、应急供电等服务需求强烈。

现货市场连续运行为用户需求升级提供了制度基础。一方面，现货价格的精准性使“按实际用能时段付费”成为可能，用户对“负荷优化—成本节约”的需求更趋迫切；另一方面，现货市场与绿电、辅助服务市场的协同联动，为售电公司提供了“绿电采购 碳足迹核算”“需求响应 辅助服务收益”等增值服务空间。若售电公司仍局限于传统售电业务，将难以满足用户的差异化需求，最终面临用户流失风险

（三）风险维度从“单一价格风险”转向“多维度复合风险”，要求管控体系完善

试点阶段，售电公司的风险主要集中于“中长期合约与实际负荷偏差”导致的价格风险，管控手段以调整合约量为主。进入现货市场连续运行阶段后，风险维度显著拓展，形成“价格风险—偏差风险—信用风险”的复合风险体系：价格风险源于现货价格的实时波动，极端情况下可能对成本控制造成巨大压力；偏差风险源于负荷预测精度不足，新政引入的偏差考核梯度系数，使超额偏差面临高额罚款。

复合风险对售电公司的管控能力提出了更高要求。以夏季用电高峰为例。某售电公司因负荷预测偏差率较高，叠加现货价格上涨，同时面临偏差考核罚款与购电成本增加的双重压力。若通过构建“负荷预测模型 偏差实时调整 用户信用评估”的全周期管控体系，则有效降低了风险损失。

通过对比表明，现货连续运行背景下，单一风险管控手段已完全失效，必须建立多维度、系统性的风险管控体系。

尽管现货市场连续运行与近期政策为售电公司提供了差异化竞争的制度空间，但从行业实践来看，多数售电公司仍面临“定位模糊—能力不足—协同薄弱”的困境，严重制约了差异化转型进程。

（一）定位模糊：深陷价差套利路径依赖，价值服务能力严重缺失

改革初期，售电公司的核心竞争力集中在“获取低价电源”，行业普遍形成“价差套利”的定位认知。随着市场竞争加剧，尤其是现货市场连续运行后，电源端价格透明化程度不断提高，价差空间持续压缩，部分售电公司为争夺用户陷入“价格战”，进一步挤压了盈利空间。

定位模糊的核心症结在于价值服务能力的缺失。多数售电公司未建立科学的用户分层体系，对工业与商业用户的需求差异认知不足，采用“一刀切”的定价与服务模式，难以精准匹配用户需求。

同时，缺乏增值服务资源整合能力，绿电、能效诊断、储能集成等服务仍处于零散化状态，未能形成“基础服务 增值服务”的价值闭环。例如，部分售电公司虽推出绿电服务，但仅停留在“绿电采购代理”层面，未提供碳足迹核算等延伸服务，无法满足用户低碳转型的深层需求。

（二）能力不足：数字化与风控化基础薄弱，难以适配市场新要求

现货市场连续运行对售电公司的数字化能力与风控化能力提出刚性要求，但行业整体能力建设明显滞后：在数字化方面，多数售电公司的数据来源局限于内部交易数据，缺乏“气象—用户用能—电网运行”多源数据的整合能力，负荷预测模型仍依赖传统统计方法，对用户负荷突变（如工业停产、商业促销）的适配性较差，导致预测精度不足；在风控化方面，风险对冲工具运用单一，过度依赖中长期合约，对电力期权、价差合约等衍生品的认知与运用能力不足，难以应对现货价格的极端波动。

能力不足最典型的表现是“决策响应滞后”。在现货市场连续运行过程中：部分售电公司因缺乏实时数据监测系统，无法及时捕捉用户负荷变化与现货价格走势，导致现货采购量调整滞后，增加了成本损失；而那些具备数字化能力的公司，通过实时跟踪负荷数据与价格信号，可在日内交易时段动态调整采购策略，有效实现成本优化。这一现实充分说明，数字化与风控化能力已成为售电公司差异化竞争的核心支撑。

（三）协同薄弱：与用户的价值共创机制缺失，用户黏性普遍不足

依据服务主导逻辑，售电公司与用户的关系应是“价值共创伙伴”，而非简单的“买卖关系”。但从实践来看，多数售电公司与用户的协同仅停留在“信息传递”层面（如电价通知、缴费提醒），未建立深度互动机制。

一方面，缺乏用户用能数据的深度挖掘能力，无法为用户提供定制化能效优化方案，例如未能根据工业用户的生产工艺调整负荷曲线，或为商业用户设计科学的峰谷用电策略。

另一方面，未建立合理的收益共享机制，用户参与需求响应、辅助服务获得的收益难以公平分配，降低了用户的协同积极性。

协同薄弱直接导致用户黏性不足。在市场竞争中，用户极易因“更低价格”转向其他售电公司；而那些具备深度协同能力的公司，通过为用户创造额外价值（如成本节约、低碳收益），可显著提升用户留存率。例如，某售电公司为工业用户提供“负荷优化 绿电采购”组合服务，帮助用户降低用电成本与碳排放，其用户续约率远高于行业平均水平。

针对现货市场连续运行的特征、行业现实困境与近期政策要求，售电公司需以价值共创为核心、风险对冲为保障，从用户分层服务、业务生态构建、风险体系完善三个维度，构建切实可行的差异化竞争路径。

（一）用户分层服务：精准匹配工业与商业用户的差异化需求

用户需求的异质性是差异化竞争的基础。售电公司需建立“工业—商业”二元分层体系，提供定制化服务方案：

对于工业用户，应聚焦“成本稳定 能效提升”双目标，构建“负荷建模—合约设计—能效优化”服务链。

首先，通过深入调研工业用户的生产工艺、负荷特性与能效目标，构建精准的用户用能画像，识别负荷柔性潜力（如可中断负荷、可转移负荷）。

其次，基于现货价格走势与用户负荷特征，设计“中长期基差合约 现货动态调整”的组合策略，锁定基础成本的同时，通过现货市场优化偏差。

再次，提供专业的能效诊断与改造服务，例如通过数据分析识别高耗能设备，推荐变频改造或余热利用方案，降低用户综合用能成本。

以钢铁企业的轧钢负荷为例，可设计“谷时多生产、峰时少生产”的负荷调整方案，结合基差合约锁定谷时电价，实现成本节约。

对于商业用户，应聚焦“灵活用能 风险规避”双目标，打造“峰谷套利 应急保障 绿电融合”服务包。

首先，基于商业用户的用能峰谷特征（如商超的日间高峰、数据中心的24小时平稳负荷），提供实时电价预警与峰谷用电建议，引导用户在谷时增加储能充电、峰时减少高耗能设备运行。

其次，配置应急供电资源（如移动储能车），应对电网故障或极端天气导致的供电中断，保障商业运营连续性。

再次，针对连锁商超、酒店等有低碳需求的用户，提供“绿电采购 绿证申领 碳足迹公示”一体化服务，助力用户打造“绿色品牌”。

（二）业务生态构建：整合“绿电 综合能源 辅助服务”资源

突破传统售电业务边界，构建“交易—服务—低碳”三位一体的业务生态，是差异化竞争的核心方向。

一是拓展绿电服务价值链。依托现货市场与绿电市场的协同机制，构建“绿电采购—绿证—碳服务”全流程服务：在采购端，对接新能源发电企业，签订绿电直购合约，确保绿电可追溯；在销售端，采用“绿电基础价 环境权益溢价”的定价模式，溢价部分充分体现绿电的低碳价值；在衍生服务端，为用户提供碳足迹核算、碳减排报告编制等服务，助力用户应对“双碳”目标下的低碳要求。以汽车制造企业为例，可为其提供“绿电采购 碳足迹核算”服务，帮助企业实现产品全生命周期低碳化，提升市场竞争力。

二是深化综合能源服务。以用户用能痛点为导向，提供“储能集成 能效改造 需求响应”复合服务：针对用户峰谷价差大的问题，配置分布式储能，实现“峰时放电、谷时充电”的收益；针对高耗能用户，提供“用能数据采集—能效分析—改造施工”全流程服务，例如为化工企业安装能源管理系统，实时监测设备能耗，优化生产用能流程；针对调峰需求，组织用户柔性负荷参与辅助服务市场，通过需求响应获取调峰收益，并按用户贡献度分配收益，实现“售电公司—用户—电网”三方共赢。

三是创新交易服务模式。基于现货市场连续运行的价格特征，为用户提供“风险对冲 交易代理”定制化服务：针对风险厌恶型用户（如中小工业企业），提供“固定电价包”服务，通过中长期合约与衍生品组合，为用户锁定全周期用电成本；针对风险偏好型用户（如大型制造企业），提供“现货交易代理”服务，实时跟踪市场价格与用户负荷，制定最优采购策略，并定期提供交易分析报告，帮助用户优化用能决策。

（三）风险体系完善：构建“全周期—多工具”的风险对冲机制

风险管控是差异化竞争的保障，售电公司需建立“风险识别—评估—应对—监控”的全周期体系，运用多元工具对冲复合风险。

在风险识别与评估环节，应建立动态风险清单与量化评估模型。定期梳理现货市场连续运行中的风险点（如价格波动、偏差考核、用户违约），形成动态更新的风险清单；采用定量与定性结合的方法评估风险等级：价格风险通过“风险价值（VaR）模型”计算极端波动下的潜在损失，偏差风险通过“偏差率—考核成本”函数评估；风险基于“用户信用评分模型”划分风险等级。

在风险应对环节，应运用“合约 衍生品 机制”的多元工具：价格风险通过“中长期基差合约 电力期权”组合对冲，例如签订固定基差合约锁定中长期成本，购买看涨期权应对现货价格超预期上涨；偏差风险通过“负荷预测精度提升 现货实时调整”降低，引入长短期记忆网络模型提升负荷预测精度，在日内交易时段根据实时负荷数据调整现货采购量。

在风险监控环节，应搭建实时风险预警系统。设置价格波动、偏差率等关键指标的预警阈值，通过系统实时监测指标变化，当指标接近阈值时自动触发预警，并生成应急处置方案。例如，当现货价格单日涨幅较大时，系统触发价格预警，自动推送“增加中长期合约采购量”的建议。

现货市场连续运行是我国电力市场化改革的必然趋势，相关政策为售电公司差异化竞争提供了明确的制度导向与实践路径。结合长期售电公司交易实践与电力市场研究，可得出以下结论。

其一，现货市场连续运行使价格信号更趋精准、用户需求更趋多元、风险维度更趋复合，叠加政策对新型经营主体、低碳发展的要求，售电公司传统价差套利模式已难以为继，转型综合能源服务商是必然选择。

其二，当前售电公司面临定位模糊、能力不足、协同薄弱的困境，需通过用户分层、业务生态、风险体系的系统性优化，构建差异化竞争力。

其三，差异化竞争的核心在于价值共创与风险对冲的协同，通过精准匹配用户需求、整合增值服务资源、完善风险管控机制，实现从交易中介向价值伙伴的转型。

从未来发展趋势来看，随着新型电力系统建设的推进，售电公司的差异化竞争将呈现三个方向。

一是数字赋能深化，AI大模型、大数据分析等技术将更广泛应用于负荷预测、交易决策与用户服务，助力培育能源新质生产力。

二是低碳导向强化，绿电、碳服务将成为差异化竞争的核心领域，引导绿色消费与低碳转型。

三是生态协同拓展，售电公司将与储能企业、新能源发电企业、用户形成更紧密的协同网络，落实源网荷储协同发展理念。

售电公司作为电力市场的“毛细血管”，其差异化发展不仅关系自身生存，而且影响电力资源配置效率与新型电力系统建设进程。未来，售电公司需紧扣政策导向，持续提升价值创造能力与风险管控能力，以差异化竞争推动行业高质量发展，为我国电力市场化改革与“双碳”目标实现贡献力量