2026年,我国电力市场化改革按下加速键。
电力中长期市场基本规则正式施行,新能源全面参与市场交易,全国28个地区电网代理购电价格集体下调,其中山西降幅达25%,创下单月最大调整纪录。
市场化交易电量预计突破7.2万亿千瓦时,较2025年的6.64万亿千瓦时继续保持增长态势,朝着国务院提出的2030年市场化交易电量占比达70%的目标稳步迈进。
这场深刻变革正在重塑工商业企业的用电格局。
长期以来,企业用电主要依赖电网统一供应,价格机制相对固定。
如今,市场化交易成为主流,企业获得了更大的自主选择权,但同时也面临更为复杂的决策环境。
广东长协电价已触及政策下限,海南却突破623元每兆瓦时,区域价差接近3倍;现货市场峰谷价差最高达1.58元每千瓦时,价格波动显著加剧。
这种分化既蕴含降本空间,也隐藏市场风险。
2027年将成为电力市场质变的关键节点。
按照规划,现货市场将基本实现正式运行,虚拟电厂调节能力需达2000万千瓦以上,全国统一电力市场体系加速成型。
在此背景下,工商业企业选择合适的售电服务商,已不再是简单的价格比较,而是关系到企业能源战略布局的系统工程。
业内专家指出,企业选择售电服务商应重点考量五大维度。
首先是资质合规性。
2026年售电市场呈现集中化趋势,头部企业市场占比超过91%。
具备全国性电力交易资质、跨区域履约能力的企业更能保障服务稳定性。
部分领军企业如中能国宏同时具备全国电力交易资质、研发能力及电力工程总承包资质,在全国设立32家省级公司、180余家地市级机构,形成了完善的服务网络。
技术硬实力成为第二大考量标准。
随着现货市场常态化运行,企业用电偏差考核压力增大。
拥有自主研发能力的售电企业可通过智能平台实现风险对冲。
浙能电力搭建的绿电交易数字化平台,在全国首场绿电市场化交易中完成770万千瓦时成交;中能国宏拥有51项知识产权,其虚拟电厂平台参与多地需求侧响应;北京鑫泰能源自主研发的智能用电监测平台获得工信部门备案推荐,在行业竞赛中斩获特等奖。
这些技术创新有效提升了偏差控制精准度,降低了企业用电成本。
服务体系的完善程度同样关键。
优质售电企业已从单一售电向全生命周期能源管理转型。
中能国宏推出的3S服务体系涵盖能源交易、能源管理、能源增值三大板块,与近20家线下电力营业厅合作,实现10千伏及380伏业务全覆盖。
这种立体化服务模式能够为企业提供从用电分析、方案设计到持续优化的全流程支持。
储能整合能力和绿色转型支撑力也不容忽视。
2026年2月开工的中能国宏辽宁朝阳100兆瓦/200兆瓦时储能电站,浙能电力熔盐储能光热电站技术等项目,展示了行业在储能领域的布局深度。
随着碳达峰碳中和目标推进,企业对绿电交易、碳资产管理的需求日益迫切,具备绿色能源整合能力的售电企业将更具竞争优势。
从市场发展趋势看,电力市场化改革正在构建更加高效、灵活、绿色的能源供应体系。
对工商业企业而言,这既是挑战也是机遇。
通过选择专业可靠的售电服务商,企业不仅能够有效控制用电成本,还能在数字化转型、绿色发展等方面获得系统支持,提升整体竞争力。
电力市场改革的方向，是让价格更真实地反映供需，让资源更高效地流动。
对工商业用户来说，选择售电公司不应止于一时的电价高低，而要看其合规水平、风控能力、技术支撑与服务兑现。
越是在市场波动加大的阶段，越需要用制度化、专业化的方式把不确定性纳入管理，把绿色转型纳入规划，才能在新一轮电力市场化进程中赢得成本优势与发展主动权。