规则重构 博弈加剧 零售侧市场大考全面升级

来源：电联新媒 时间：2026-02-12 15:14

　　阅读摘要

　　电力零售市场直接连接亿万用户，是市场信号传导、改革红利释放的“最后一公里”，其运行质效与公平性，直接决定电力市场改革的社会接受度和长期稳定性。当前批发侧市场框架成熟、现货市场基本全覆盖，零售市场的规范与深化已成为市场建设的重点。

　　零售市场快速发展中暴露出诸多问题：部分售电公司行为失范、用户选择权保障与风险防范不足、顶层制度与微观监管不适应、批零价格传导阻滞扭曲。这些问题若未及时解决，将损害用户权益、扰乱市场秩序，反向传导风险至批发市场，妨碍全国统一电力市场建设。

　　近期行业变革信号凸显：国家及地方监管部门强化售电市场监管，优化零售套餐，引导限制售电公司利润空间，挤压投机套利空间；同时，多地取消分时电价政策。这意味着批零市场从隔离走向衔接，竞争格局根本转变，售电公司需从“电力买卖”转向“风险管理和综合能源服务”。

　　随着电力市场改革步入深水区，零售市场作为面向广大用户的“主战场”成为行业日益关注的焦点。这一领域既是社会资本密集投入的“热土”，也因其主体众多、能力差异显著、逐利冲动更加强烈而成为风险与乱象爆发的集中区。当前，电力现货市场已全面运行，在此背景下，刚刚结束的2026年度长协签订，成为透视市场主体心态演变的集中窗口：售电侧的部分公司敢于以远低于市场价的“自杀式”低价签约，赌未来现货市场价格继续下行以兑现利润；用户侧则锚定现货价格，对中长期合约的价格预期被不断拉低；而在发电侧，传统煤电正承受着“市场价已包不住发电成本”的风险。

　　表面的乱象之下，实则显示出市场的能量正在迅猛释放。随着新能源全量入市，电力市场价格波动加剧，市场显现出强大力量，吸引参与主体“真刀真枪”地激烈博弈。这并非简单的失序，而是电力零售市场从初步放开走向成熟的必经阶段。

　　年度长协的博弈困境

　　在2026年度长协的交易结果中，其签约价格表现出明显的下行压力：以广东和江苏为例，广东省年度交易成交均价为372.14厘/千瓦时，长协电价触及下限，同比下降19.72厘/千瓦时；江苏省年度交易加权均价344.19 元/兆瓦时，同比下降68.26 元/兆瓦时。

　　“3毛7分2已经是广东规定的中长期交易的价格下限，但实际上，市场上有各种各样的方式绕开这个下限，价格的底线早已失守”“市场的追涨杀跌已经到了非理性的程度”……记者接触的多位广东电力市场从业人士，都表达了对售电市场激烈价格战的担忧与感慨。

　　市场“卷”价格的动力来自于对未来市场的预判——过去几年，受燃料价格下行、电力供应结构的深刻变化、供需形势的逐渐宽松等因素影响，现货市场价格总体走低，为售电侧创造了巨大的盈利空间，也催生了售电市场中“价格仍将持续下降”的心理预期。

　　以广东为例，2022年，广东现货市场出清实时市场加权价为603厘/千瓦时，2023年为453厘/千瓦时，2024年为341.1厘/千瓦时。因此，即便年度长协以低价签出合约，待未来电价下跌时仍可赚取可观的价差。“最近这三年现货价格从很高的5毛多，每年跌个几分乃至一毛，很容易形成电价单边下跌的固化的市场预期，在广东，市场成交价已经贴近政策规定的价格下限，一些公司还要在场外通过‘返利’‘返电费’等方式进行变相降价。”求实能源技术(深圳)有限公司创始人蒋江表示。

　　这种基于未来电价下跌预期而采取的激进低价签约策略，形成了售电市场上“批零倒挂”与“超额暴利”并存的局面。“尽管近年来市场上几乎每年年底都会出现‘批零倒挂’，但只要未来批发电价会下跌，中间的差价就是利润。赌对了，利润空间确实很大。但年年坐过山车，今年赌对了就赚钱，明年赌错了就血崩，这并不是一个成熟电力市场应有的状态。”蒋江解释道。

　　在2026年年度长协签约之际，多地电力交易中心已发布了风险预警：江苏电力交易中心发布《江苏电力零售市场2026年签约风险提示》指出，部分售电公司以违背市场常理的“超低固定价”诱导签约电力用户。若2026年受上述因素影响电价上涨，售电公司极易亏损导致“超低固定价”合同无法正常履约，倒逼用户重新调价，甚至恶意“跑路”毁约，用户被迫转由保底售电公司承接，按照国家规定保底电价将远高于市场平均价格；陕西电力交易中心发布《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》，指出目前存在部分零售合同签约价格预测严重低于市场平均水平的情况，存在较高的合同履约风险。

　　广东市场从业人士认为，从成本来看，2025年底的主流行情，包括长协和零售价被市场严重低估。“进入2026年1月，现货价格已连续多日明显高于去年底的签约价格，这恰恰印证了此前市场的误判。”蒋江指出。

　　某东部发电企业营销负责人表示，2026年的长协签订工作，确实面临着比过去更为复杂的局面。

　　“核心的挑战在于，电力市场的不确定性正显著增加。一方面，随着新能源装机容量持续快速上升，其发电的波动性和间歇性特性使得电力供需平衡和电价走势的预测难度加大，未来电价的波动性可能进一步上升；另一方面，国际大宗商品市场变化等因素，也给燃料价格的走势带来较大不确定性。这些因素的叠加，使得企业的经营环境面临诸多变数。从用户侧看，他们既希望锁定成本、规避未来电价上涨风险，又担心在电价下行时失去价格调整的灵活性；从发电侧看，我们同样面临着艰难抉择，长协签约比例究竟该高一些以求稳定，还是该低一些以保留更多短期市场的交易空间？很多时候，我们即使形成了相对理性的判断，也被市场大势所裹挟，在各方压力和博弈中被推着走。”上述人士表示。

　　市场交易的变化，也印证了这种“纠结”的心态。以江苏年度长协为例。2025年12月30日，江苏电力交易中心公布省内电力市场年度交易结果——2026年年度总成交电量2724.81亿千瓦时，同比减少16.98%，成交率55.8%。成交电量的回落一方面受纳入机制电量部分的新能源电量不再参与中长期交易的影响因素，另一方面也在一定程度上意味着市场主体在风险权衡中逐渐从年度高比例签约保障，走向直面短期市场的倾向，以寻求在后续交易过程中通过交易策略调整最终电价的空间。

　　当前，尽管中长期交易与现货市场有待进一步协同融合，但市场本身强大的力量，会促使市场主体跨越机制的鸿沟，自发驱动中长期价格向现货价格靠近。

　　“从今年的情况来看中长期价格其实是以现货为‘锚’，贴着现货价格走，只要能比现货价格好一点，就可以签。整个市场形势如此，这已经不是考虑成本的问题，是考虑能不能少亏的问题。但现货价格反映的是边际成本，随着高比例新能源的入市，大幅拉低了现货市场的价格，煤电难以在现货价格里获得固定成本的回收。”某广东电力市场从业人士告诉记者。

　　上述人士表示，在充分竞争的环境下，若缺乏合理的容量补偿，可能导致能提供可靠容量电源的投资意愿下降，影响系统容量充裕度，乃至整个电力系统的安全稳定运行。随着现货市场的全面启动，更加迫切地需要容量机制进一步的深化与完善。通过独立、完善的容量补偿机制来保障相应电源长期固定成本的回收，让现货价格回归短期边际成本信号，为市场的长期稳定与竞争效率奠定基础。

　　“电力现货市场边际出清的机制，更多反映的是发电机组的变动成本。2026年，面对电力现货市场基本实现全国覆盖的新形势，迫切需要进一步完善容量电价机制，提高固定成本回收的比例；今年以来，各地煤电容量电价按照政策要求普遍上调至50%，其中黑龙江、吉林、甘肃、云南上调至100%。容量电价调整将进一步实现电量价格与容量价格的解耦，更加适应当前电力现货市场建设和煤电功能转型的发展形势。”某电力市场研究人士分析。

　　近日，国家发改委、国家能源局印发了《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），分类完善了煤电、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能的容量电价机制，明确了建立市场化可靠容量补偿机制的基本要求，并相应完善了电力市场交易和价格机制。“下一步，应加快落实114号文件要求，尤其是对现货市场连续运行和煤电利用小时下降明显的地区，建议尽快将固定成本回收比例提升到100%。”上述人士表示。

　　监管升级倒逼行业

　　告别“野蛮生长”

　　截至2025年底，全国注册的售电公司超过5000家，服务能力参差不齐，商业模式较为粗放，同质化竞争严重，行业呈现出 “热钱驱动”与“野蛮生长”的生态特征，现有监管机制尚未能完全引导行业走向良性的专业化、差异化竞争。

　　零售市场直接面向用户，具有鲜明的民生属性。在电力市场价格下行周期中，一部分在现货市场当中把握了降价机遇的售电公司获得了远超社会预期的收益，同时，亦有部分售电公司利用信息优势对用户进行误导性营销、价格欺诈、滥用市场力、扰乱市场秩序等，甚至已涉嫌违法违规，且此类行为隐蔽分散，在监管资源与法律约束不足的情况下难以被及时遏制。2024年开始，部分地区对售电公司实施限制高额批零价差、超额收益回收等举措，引发较大社会反响。

　　“目前，我国零售市场正处于发展理念的探索期，到底是完全放开零售市场让竞争自由调节，还是通过限价、限利润等方式划定竞争边界，目前行业内没有统一答案，需要结合国内实际进行实践验证。对于普通商品，只要没有串谋、垄断等违规行为，竞争形成的收益理应受保护。但电力商品具有公共事业属性，关系到千家万户和工业生产稳定，需要在一定价格范围内实施监管，通过监管守住民生底线，保障长期稳定供应。”国网能源研究院财审所研究员高效表示。

　　业内人士认为，在市场发展初期，监管部门的限制措施在稳定市场、防止不当获利方面发挥了积极作用；但这一手段仅单向防止价格下行期的“降价红利”被截留，无法帮助市场参与者主动管理价格风险、应对价格波动，反而可能抑制市场活力。从长远来看，电力市场的价格波动是常态，为更根本地应对价格风险，可进一步探索市场化、金融化的解决方案，例如发展电力期货、期权、保险等金融对冲工具。

　　“对于售电公司而言，合同一旦签订，风险实际上就已经锁死。目前，市场交易的规则对我们交易的额度、方向、频次都有相应的限制要求。一旦后续市场出现较大变化，我们根据市场价格波动进行对冲、止损的空间十分有限，盈亏完全被动地暴露于未来的现货价格之下，这实际上是人为地牺牲了市场流动性，将金融市场的价格风险强行压在了实物交易的框架之内。”蒋江指出。

　　针对监管部门限制售电公司利润可能导致限制其竞争活力的情况，业内人士提出建立售电公司与用户“价值共享”的建议，从而破解单纯限价的弊端。“如允许售电公司与用户在监管框架内，约定一个受监管边界约束或双方认可的基准代理价格，以保障用户基本用电权益、稳定民生预期。在此基准之上，鼓励售电公司通过提升交易能力、聚合用户侧可调节资源等方式，创造超出基准电价的增量系统价值。这部分增量收益，应通过事先约定的比例在双方之间合理分成，实现‘收益共享、风险共担’。同时，建议配套实施售电公司关键经营信息与分成机制的强制性披露，增强市场透明度，使用户能够在知情基础上‘用脚投票’。”北京清能互联科技有限公司咨询部经理费云志建议。

　　高效建议，鼓励售电企业推出差异化产品和服务，打破同质化竞争格局，通过服务创新盈利。“如采用固定价格合同、基于市场购电成本定价合同、完全跟现货市场价格挂钩合同等多样化合同类型；坚持加强技术引导、以技术促发展，如推动售电企业数字化转型，提升电力交易、电价测算、风险防控、用户服务的数字化能力。此外，还需加强信息披露，让用户清楚了解电价构成和价差情况，减少信息不对称。”高效补充道。

　　面对用户需求日益多元、调节能力差异显著的现实，实施基于用户侧的分类引导与管理，是提升市场效率与公平性的关键。费云志分析，监管的智慧在于“对症下药”，而非“一刀切”。应建立“强激励”与“稳保障”协同的用户分类服务体系：对于价格敏感、具备用电调节能力的用户，如可中断工业负荷、拥有储能的用户，应通过市场机制鼓励售电公司为其设计“价值共享”套餐，并共享由此创造的绿色消纳、容量保障等增量收益。对于市场感知弱、调节能力有限或追求稳定的用户，则应引导和规范售电公司通过规模化集约经营，提供简化、透明的标准化平价套餐，保障其用能成本的稳定性和可预期性。这套体系的核心是让有能力的用户和售电公司去市场前沿开疆拓土创造价值，让追求稳定的用户有可靠、不贵的“基本盘”可选，从而实现社会总福利的最大化。

　　批零衔接下的市场行为重塑

　　在电力零售市场的一系列改革举措中，用户侧取消行政分时电价是一项影响深远的变革。在现货市场尚未全面运行的时期，分时电价机制为实现“削峰填谷”、支撑新能源消纳等起到了积极作用。但随着新型电力系统建设的推进，这套“固定”机制逐渐显现出其局限性，其时段划分与浮动范围难以匹配系统的实际需求，与真实的供需成本已经形成脱节，反而可能沦为价差套利的工具。2025年末，《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》(发改运行〔2025〕1502号)提出，“原则上直接参与市场的用户不再执行政府规定的分时电价，电网代购等非市场化用户的分时电价仍需执行。”这意味着市场化用户由此开启从“政府定价”到“市场定价”的根本性转变。截至目前，全国已有11个省市出台新政，提出市场化用户不再执行政府核定的固定分时电价。

　　取消政府主导的分时电价，将对用户侧，特别是依此调整生产的高耗能大工业用户产生成本上的挑战。国家电网公司华东分部调控中心教授级高工胡朝阳表示，过去，对市场化用户而言，峰谷时段是提前确定的，峰谷电价上下浮动的比例也是确定的，尽管作为基准值的平段电价是事后告知的，在用电行为开始之前用户并不知道，但因为上下浮动的比例较大，用户即使事前不知道峰谷电价的具体数值，也不影响用电决策，只要峰时段少用电，谷时段多用电就是正确决策，且浮动比例越大，这种用电决策越正确。取消后，现货市场96时段出清电价直接传导到市场化用户，对市场化用户存在较大影响。

　　取消行政分时电价后，市场化用户“优胜劣汰，适者生存”的竞争生态正式开启。“首先，用户在事前并不知道哪些时段电价高，哪些时段电价低，用电成本最小化的决策难以进行；其次，不同时段出清电价的波动性将直接传导给市场化用户，可能导致用电成本的大幅波动。简言之，取消后市场化用户的稳定盈利模式被打破，不确定性增强，对用户自身的市场适应能力提出了很高的要求。”胡朝阳表示。

　　尽管各省在具体落实节奏和方式上可能会因地制宜选择差异化的过渡路径，但国家层面已明确政策方向，无论是售电公司还是广大市场化电力用户，都需积极主动研判本地政策信号，从而在变革中把握先机、构建竞争优势。

　　“为了实现用电成本最小化的优化目标，市场化用户必须打造的核心竞争能力是出清电价预测能力。有了准确的预测出清电价，用户可以合理确定中长期交易和现货市场、日前市场和实时市场的电量比例，充分利用金融手段规避现货市场电价波动风险。此外，现阶段大多数省份用户只能报量不报价参与市场，后续应科学确定用户在现货市场中申报的用电电量-电价曲线，确保中标结果符合申报预期。”胡朝阳指出。

　　随着市场批零价格的进一步传导，对用户而言，机遇与风险并存。“机遇方面，用户可通过售电企业参与电力市场，通过积极调整用电时段，降低用电成本。风险方面，在套餐选择上，用户若缺乏专业判断，可能选择到不合适的套餐，导致用电成本增加；同时用户如果对用电行为调整产生偏差，也可能导致用电成本增加；同时售电企业履约风险也会给用户带来影响，若售电企业因价差倒挂等问题经营不善，可能无法正常履约，目前需要由电网企业兜底。”高效分析道。

　　对于售电公司而言，分时电价的取消，意味着其必须转而依靠更精准的负荷预测和用户服务来应对市场价格波动。“一是产品逻辑从‘固定价差’转向‘动态响应’，必须基于现货价格信号与用户实际负荷曲线与调节能力，设计出能够灵活匹配供需变化、反映电能时空价值的零售套餐；二是业务角色从‘中间商’转向‘聚合服务商’，不再局限于单纯购售电，而要积极整合用户侧的分布式电源、储能和可调节负荷，通过虚拟电厂等模式提供系统调节与增值服务；三是核心能力从‘价差管理’转向‘价值运营’，构建以资源聚合、智能预测、多市场交易及风险对冲为核心的新型能力体系，依托数字化转型提升预测与调控精度，将各类资源的调节能力在电力市场变现，并通过‘收益共享、风险共担’机制，与用户共同创造并分享系统增量价值。这三大转变，将成为售电公司在未来市场化竞争中立足的关键。”费云志分析道。

　　在这一关键政策的转轨期，政府需通过清晰的指引与配套支持，来帮助市场主体实现平稳过渡。“政府主管部门的工作应该围绕帮助市场化用户提高出清电价预测能力展开。具体体现为改进信息披露规则，尽可能消除信息不对称，对于与出清电价预测有关的边界条件和历史数据，只要符合法律法规和保密要求，应该尽可能公开发布。但是，政府主管部门或者市场运营机构不能越俎代庖，主动发布出清电价预测结果，这样容易形成一致性预期，正如取消前的峰谷电价一样，将对市场正常运营构成扰动。”胡朝阳表示。（翁爽）

责任编辑：于彤彤