2024年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量61795.7 亿千瓦时，各省份市场化交易电量与售电公司数量之比平均为6.86亿千瓦时/家[1]。在全国5个转入现货正式运行的省份中，甘肃、山东、山西三省虽然市场化电量规模较大，但售电公司间竞争尤为激烈，平均每家售电公司分摊市场化交易电量分别为3.73、3.82、4.15亿千瓦时[2]。
售电公司在当前环境下，普遍面临着市场饱和、竞争加剧、用户流失利润空间持续压缩等困境。究其根本，主要为零售侧“同质化竞争”、批发侧“零和博弈”两大主要原因。为破除“同质化竞争”困局，不乏售电公司尝试为用户绿电绿证交易、市场红利传导、能效碳效诊断等服务，试图在用户心智中打牢“差异化”标签。而要打破“零和博弈”困局，需要深入剖析售电公司主流交易逻辑的盈利来源到底是什么。
当前售电公司的主流交易逻辑，
是不是零和博弈？
当前电力市场环境下，售电公司在批发侧扮演的逻辑，可以理解为金融市场中“套期保值者”与“投机套利者”相结合的身份。套期保值的目的是把买电均价控制在合理范围内，盈利的逻辑是零售侧与批发侧的价差；而投机套利的目的是通过一定比例的头寸进行金融套利操作，也就是将规则允许的小幅度偏差（通常为10-20%）电量作为筹码，盈利的逻辑是低买高卖赚取价差。
前者盈利的直接来源是电力用户，是通过电能量这种商品的价值转移来实现的；而后者盈利的直接来源是电力市场，换句话说，来源于与本售电公司对市场判断相反从而导致交易操作相反的其它市场主体。也就是说，在投机套利操作中，没有新的效益被创造，所有市场主体的收益总和恒为零，一方收益必然导致另一方等量损失——完全符合零和博弈定义。
具备什么样核心能力的售电公司更容易在这场“零和博弈”里胜出呢？有人说是对市场规则的深入理解，有人说是以预测为核心的交易能力。但说到底，这两项能力都是市场建设初期，一部分跑得较快的市场主体获得的阶段性的先发优势。通过一段时间的培育或者采购，绝大多数市场主体都能在规则层面扫盲，也都能通过竞价空间等要素判断价格走势，这时候的市场反而可能呈现出混沌性和反身性。极端形况下，优势反而可能成为劣势。
因此笔者私以为，能跑赢市场的恰恰在市场之外，起到决定性作用的要素，是对资源的掌控能力。源侧资源不必多说；但对荷侧资源的掌控力，比较容易被忽略。这种掌控力，初级形态是对用户用电习惯的掌握，负荷预测做到尽量准确；高阶形态是对用户负荷调节能力的挖掘，负荷形态不仅了如指掌，而且能够为我所用。
进一步地，一个掌握了负荷可调节能力的售电公司，本质上跳脱了“零和博弈”的破局。当售电公司根据价格信号调节负荷曲线时，售电公司降低的度电均价并不来源于其它市场主体的损失，而是来源于高价机组调用的减少、新能源消纳率的提升，是全市场的系统性成本降低，具有显著的正和属性。
拥有负荷调节能力的售电公司，
在市场里能额外获得什么？
对于一般售电公司而言，批发侧的价、零售侧的量，是交易中必须要面对的双因素变量，而且是具有高度不确定性的双因素变量。如果电量变成可控因素呢？如果售电公司不仅对用户电量的过去、现在、未来了如指掌，甚至可以按意愿调整未来电量呢？这其实就是山西规则下负荷类虚拟电厂正在做的探索。
可调节负荷可以分为两大类。可转移负荷相当于是个“变相储能”，低价多用、高价少用；而可中断（或者可压降/可抬升）负荷则相当于是个“应急调节阀”，低价用，高价不用。一般售电公司在批发侧只能做跨市和跨期套利，而具备负荷调节能力的售电公司则在此基础之上多了一项“峰谷套利”能力。
图 负荷类虚拟电厂“峰谷套利”示例
畅想一下，理想情况下，售电公司代理的所有负荷皆可“为我所用”，那么，批发侧不仅电量偏差考核为零，而且只要价格预测相对准确，那么峰谷套利盈利的唯一上限就是代理电量的上限。
虽说现实情况下，售电公司代理的用户电量一般只是部分可调（比如10-30%），且其可调节特性也会受生产订单、气温气象、节假日等综合性因素影响，但也足够显现出优势了。可调负荷不仅让售电公司拥有类储能的峰谷套利能力，而且能在基础刚性电量突变情况下起到偏差对冲作用，提升对电量预测不确定性的风险控制能力。
当然了，价格预测还是要做，但对售电公司在零售侧的能力要求，就从本来的电量预测能力转变成了负荷排程能力。能否以价格最小化（或收益最大化）为目标，在考虑用户用电需求、设备物理特性、零售合同要求等所有约束的基础上，求解出最优用电计划——这就成了售电公司叠加了负荷调节能力之后的新情景下的核心命题。
如果再叠加报价能力+金融约束放宽，
售电公司能真正打破困局吗？
电力市场为什么不能和股票市场一样完全放开手脚？究其根本就是“物理执行+时发时用+国计民生”三大特点共同使然。“关系国计民生”这一点尤为重要，既不能让发电厂倒，又不能让用户电价太高。每度电的发电成本和到户均价是既定的，那么其中的差值就是一度电能带来的收益总盘子。总盘子不会因为策略而改变，而只会在发电厂、售电公司之间流转。而对各类市场主体的金融约束，本质上是对各个环节盈利边界的约束。在边界之内操作，虽然套不到太多的利，但也亏不了太多的钱。而放宽金融套利约束，既意味着让市场主体看到更多盈利空间，但同时也意味着暴露在更大的风险之中。
为什么山西规则对于负荷类虚拟电厂序列会放宽中长期金融约束呢？笔者理解，是因为市场组织者相信，已经通过了测试的可调节负荷，有能力平抑价格预测偏差带来的策略风险，不至于让虚拟电厂暴露在量价双重不确定的极端风险中。而放宽了约束的机制就像是拉大了杠杆的投资，虚拟电厂和售电公司相比，手里多了一张底牌。
举个简单的例子：
某次中长期交易前，判断P中长期 > P日前，决定中长期尽量少买；但到了日前申报前，发现前面的判断错误，更大可能性的走势是P日前>P中长期。此时会发生什么？
如果这个主体是一般售电公司，由于所代理用户负荷刚性不可调，因此只能顶着头皮买入高价位的日前电量，承担价差预测偏差带来的损失。
而如果这个主体是负荷类虚拟电厂，则可以通过定向的负荷调节，降低用电量，或者把这个时点的用电量转移到其它低价时刻，从而避免或者降低电价预测偏差带来的损失，甚至实现盈利。这就是负荷类虚拟电厂和一般售电公司在操作空间上的差别带来的盈亏区别。
叠加日前现货市场的报价能力也是同理。虽然小体量的虚拟电厂不能对市场价格产生直接影响，但报价能力实质上给了虚拟电厂以不同出清价格下做不同用电计划的“选择权”。多用电还是少用电取决于价格高低，虚拟电厂把单调递减的需求曲线通过报量报价方式呈现出来，在市场中更好地呈现出用户侧的“边际效用”和“需求弹性”，才能真正体现出“双边市场”发现价格的能力。
负荷调节能力+金融套利放宽+日前报价能力，其实就是山西模式下的全电量负荷类虚拟电厂在电能量市场里的交易模式。乍看起来似乎和调节量竞价模式下的虚拟电厂差别较大，反而在电能量市场里和售电公司差别不太大，似乎就只是个“进阶版”的售电公司。
但是，这种模式本质上是售电公司在不确定环境下的确定性解。这个解不一定是所有可能解中的极值，因为调节能力建设的成本更高、与用户的分红也会削减净盈利。但是，日前报价能力让虚拟电厂可以根据边际效益+止盈收益来制定申报策略，套利约束放宽让策略边界限制于可调节比例而非市场规则，可调节能力让预测偏差下的策略风险得到控制。换句话说，这种模式让售电公司固定住了盈利下限（可调节能力越高，盈利下限越高），并抬高了盈利上限（价格预测能力越高，盈利上限越高）。
表1 一般售电公司 vs 负荷类虚拟电厂盈利上下限对比
*注：上述虚拟电厂的盈利下限、上限，所指均为可调节负荷的上下限，对于虚拟电厂所代理的不可调节负荷部分，其交易逻辑和盈利范围同一般售电公司一致。
结语
零售侧“同质化竞争”、批发侧“零和博弈”，像是压在售电公司身上的两座大山。但幸运的是，在用户侧打价格战、在市场侧极致追求投机套利等，很可能只是电力市场发展初期的阶段性现象。我们看到，先行者如山西负荷类虚拟电厂的规则设计，已经在逐步引导售电公司朝着获取“正和属性”的收益方向发展。建立并提升对负荷的调节能力，在合适的市场规则之下，是售电公司打破零和博弈困局的解法之一。我们相信，在不远的未来，只要能为用户体提供差异化的泛能源价值，或者向电力系统提供平衡稳定价值，都有可能通过规则合理设计的电力市场变现，实现良性发展。
附：2024年底各省份售电公司数量、市场化交易电量、现货市场进程表
[1]数据来源：《2024年售电行业年度报告》北极星售电网。朗新研究院整理。其中，售电公司数是指业务范围覆盖对应省份的数量；海南、首都两地数据缺失，未计入统计范围。
[2]数据来源：同上。
