过去几十年，电力行业为了支持经济增长，满足电力需求是首要发展目标，电力行业的主要矛盾是供给能力不足，因此发电行业重在规模扩张（圈地盘）。随着经济增长放缓，电力供需已经由不足转为相对过剩，提高效率逐渐成为首要发展目标。因此电力改革，发电环节的有效竞争日益重要。电力侧，尤其拥有大规模火电产能的发电企业，未来发展模式或从“圈地盘”改为“争电量”。
2014年全国电力需求下降，仅增长了3.8%；今年1-6月份全社会用电量同比也仅增长1.3%。相对应的发电设备平均利用小时大幅度下降，其中火电发电利用小时降幅最大，今年1-6月火电发电利用小时为2158小时，7月份有进一步下滑的趋势，近日国家能源局公布7月份全社会用电量同比降了1.3%。如果电力需求没有尽快回升，简单计算可得今年火电发电利用小时应该不会超过4300小时。我国火电系统先进高效，发电利用小时比较正常应该是5300小时以上，从这个意义上说，应该有20%的过剩。
另一方面，2012年以前电力增长速度一直比较快，事实上，2013年全社会用电量还增长了7.5%，和GDP大致是一比一的关系，相对应电力需求预测很高，所以当时电源规划也做得比较高。因此目前虽然电力过剩，火电装机还在大幅度增长，在建的火电项目也还比较多，今年1-6月火电投入运营2343万千瓦，据说火电在建规模还有7686万千瓦。因此，即使已经明显的火电产能过剩，今明两年还会有比较多的火电项目建成并形成产能。
对于火电装机而言，雪上加霜的是还将受到清洁能源的挤压。为了满足政府到2020年清洁能源占能源消费总量的15%的目标，近几年清洁能源的发展脚步不会停下来。风电、太阳能、水电、核电的装机还是会比较大幅度增长，由于政府将采用清洁能源优先发电和优先购电权，火电的发电量将受到挤压。
火电提供的电量占据我国总用电量的75%以上，目前火电利用小时数的确说明电力已经有比较多的过剩，除非对今后的电力需求非常乐观，发电企业不可能再像以前那样追求火电项目，相应项目投资会减缓，火电“圈地盘”的兴趣将大打折扣。
近两年发电企业业绩很好，主要原因是煤炭价格持续下降，而且下降的速度超过电量下行的幅度。从2012年5月份开始，环渤海动力煤价格指数5500大卡综合平均价格从每吨787元持续下降至2015年7月的每吨417元，给火电装机为主的发电企业提供了很好的盈利空间。目前煤价疲弱依然，似乎没有走高迹象，如果电量没有进一步下降，而且上网电价没有很快下调，发电企业下半年盈利应该不用担心。
但是，煤炭行业也有成本底线，煤价进一步大幅度下跌的空间应该不大了。而且按照煤炭联动机制的要求，电价可能需要相应下调。此外，政府可能也会考虑减低电价来支持实体经济。所以如果电量没有很快大幅度回升，电力行业明后年盈利增长将减缓。
因此，电力需求低迷可能成为今后发电企业经营业绩的重要约束。如果短期内社会用电量增速无法显著提升，单个发电企业的发电量多寡将决定其盈利空间，“争电量”对于发电企业显得日益重要。
发电企业如何“争电量”？在过去计划调度的背景下，电量基本上采取平均计划调度，因此，“争电量”现实中难以进行。最近的电力体制改革方案（9号文）提出放开计划调度电量和放开售电侧，允许发电企业参与售电。据说发改委有望于近期发布电改五个配套文件，其中就包括《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》两个文件。放开发用电计划为发电企业“争电量”提供了可行性，而售电侧放开则为发电企业提供了自己卖电的可能性。
因此，对于目前的发电企业而言，电力改革最大的利好是放开售电侧和计划电量管制，而且这个蛋糕不小。目前在深圳市试点实施新电价机制，2015至2017年深圳市电网输配电价比2014年每千瓦时下降1分多钱。初略计算，2014年全国电力消费总量为5.5万亿度，即便每千瓦时有1分钱的空间，就意味着超过500亿元的市场。在目前电力增长缓慢、电力产能过剩的背景下，电力改革对发电企业非常有吸引力。
电改方案一旦实施，发电企业也将面临不同的运营环境，以前由于其生产和销售上在很大程度受到电网企业制约，但下游风险向其传播的渠道也在一定程度上被拦截，除自身的经营风险因素外，其所面对的产业链风险更多来自于上游企业(如煤炭价格和煤炭产能)。电力改革以后，发电企业的生产经营除了自身因素和上游的风险因素之外，还将受到下游关联企业的影响，任何影响下游企业的风险因素都会直接影响到发电企业的电量销售。
所以，激烈竞争将不可避免，低成本发电和更强的销售将获得竞争优势。发电企业将出现分化，环保高效的机组将得到更大的电量空间，发电企业的核心竞争力塑造也将带来挑战和风险，需要其改变之前“靠政府”的习惯，改为“跑客户”和“跟市场”，通过向客户提供更优质的服务和产品，以市场竞争力来获得发展空间。
“争电量”仅仅是今后几年电力行业发展的一个侧面。重要的是，电力行业需要考虑如何在能源发展“新常态”下着眼长远发展，以及如何顺应经济社会和能源发展形势要求，改变经营模式。根据最近可再生能源发电的建设和投资数据，可以明显看出发电企业的确在转变发展方向，清洁能源和智能电力(互联网)是有效的发展契机。
林伯强：电力未来将变 “圈地盘”为“争电量”
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在“双碳”目标与全国统一电力市场建设背景下，企业绿色能源管理已从单一购电扩展为涵盖绿电采购、绿证合规、碳排放核算与国际低碳认证的系统性工程。文章以协鑫能科（002015.SZ）为例，介绍其作为全国性综合能源服务商的核心能力：覆盖23个省市的售电网络、年交易电量超500亿千瓦时；具备绿电—绿证—碳资产一体化闭环服务能力，2025—2026年绿电及绿证交易规模持续扩大；拥有三大电网虚拟电厂资质及多项一级行业认证；依托AI驱动的“聚星AIVP”平台实现智能负荷预测与交易策略优化；并提供从市场准入、绿证核销到零碳园区建设、CBAM应对的全周期“鑫零碳”解决方案，助力区域企业实现绿色用能与系统降碳。
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四川电力交易中心于9月14日发布公示，公布2026年四川电力市场备选保底售电公司名单，共18家企业入选，包括四川华能、华电四川公司、雅砻江公司、通威股份、协鑫集团等发电及能源企业。保底售电公司是在市场化售电主体退出或无法履约时，为保障工商业用户持续购电而设立的兜底服务提供方，承担强制性供电义务。此次名单是为提前做好2026年电力市场运行准备，依据《四川省售电公司管理办法》及相关规则，经企业申报、材料审核、信用核查和综合评估等程序确定。入选企业需具备稳定电源支撑、良好财务与信用状况、健全的售电服务能力及应急响应机制。公示期结束后，名单将正式生效，并纳入四川电力市场保底供电体系，确保电力供应安全与市场平稳过渡。
今年以来，多家发电企业因在电力市场交易中实施集中报价、串通报价等违规行为，受到能源监管部门查处。近日，江苏能源监管办公室在信用能源网站公示行政处罚决定，对3家发电企业分别处以55万元罚款，合计165万元。处罚事由明确为“存在串通报价违规交易行为且整改不到位”，被认定为“拒不改正”情形。此次处罚聚焦于企业违反公平竞争原则、扰乱电力市场秩序的行为，凸显监管部门对电力市场化交易合规性的强化监管态势。案件反映出当前电力市场建设过程中，部分市场主体仍存在协同操纵报价等不正当竞争问题，亟需通过严格执法督促整改、维护市场公正透明。
内蒙古电力多边交易市场新能源累计结算电量于9月9日突破5000亿千瓦时，居全国省级市场首位。依托“十四五”期间建成的“四横六纵”坚强电网及后河二线等重大工程，全区新增新能源接纳能力207万千瓦；沙戈荒大基地特高压及达拉特—蒙西1000千伏交流工程加速推进，支撑大规模新能源外送。截至当前，内蒙古电网新能源装机超1亿千瓦，占总装机57.7%；今年上半年新能源发电量占比达43%，单日最高达60.1%，瞬时出力占比更突破85.3%。1—8月绿电交易量662.6亿千瓦时，跨省外送37.1亿千瓦时（同比增长428%），覆盖13个省区市，省间现货售电量达去年同期19倍。
国家能源集团河南电力民权公司厂区分布式光伏项目自投产以来，截至9月6日累计发电量达10648.36万千瓦时，突破1亿千瓦时大关。该项目充分利用厂区闲置屋顶与空地资源，科学布局光伏组件，构建因地制宜的分布式绿色能源系统。运行中推行精细化、标准化、智能化运维管理，通过常态化巡检、清洁、故障排查与数据分析，有效应对环境与设备因素影响，持续提升发电效率与系统稳定性。所发电量全部自发自用、就地消纳，在降低企业用电成本、缓解电网压力的同时，显著减少碳排放及污染物排放，等效于大规模植树造林，实现生态、经济与安全效益协同提升。未来，公司将以此次突破为起点，深化新能源布局与节能降碳改造，坚定不移走绿色低碳高质量发展之路。（199字）
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