数字储能网讯：过去十年间，我国电力市场走过了一段由国家政策推动、行业深度转型、多方利益交织的变革之路，这既是中国能源体制机制深刻调整的缩影，也是新发展理念在电力领域落地生根的生动实践，成为关乎经济发展、民生保障与能源安全的重要命题。本文尝试解剖售电公司、市场保供、零售电价这三只“麻雀”，浅析其矛盾根源与破局之法。
乱花渐欲迷人眼：售电公司的作用是什么？
广东作为电力零售市场最先放开的地区，发电企业、电网公司、民营企业都有人“下海”操盘售电，围绕售电公司的争议也从改革第一天起就没有停止过。
A面：市场培育的启蒙者、节能调峰的“组织者”、风险防控的“缓冲带”
近年来，广东的年度双边协商交易中，售电公司为超过10万户中小企业提供代理服务，通过“一口价”“浮动电价组合”等产品，帮助用户规避直接参与批发市场的风险，也使终端用户逐步理解电力商品的时间价值与供需波动规律。售电公司通过价格杠杆与技术手段激活用户侧灵活性资源，引导企业在尖峰时段错峰生产。2021年广东现货市场试运行期间，此类调节累计释放电网容量超200万千瓦。专业售电公司通过中长期合约、偏差电量管理等工具对冲市场波动，将批发市场的“惊涛骇浪”平抑至用电侧的“风平浪静”。广东2021年现货价格暴涨期间，具备风险管理能力的售电公司通过提前锁定发电侧电量、开展跨省区交易，将用户电价波动幅度控制在15%以内。
B面：市场培育期的投机者与套利者
售电公司的负面形象源于2021年前的“野蛮生长”。2020年底，全国注册售电公司超4000家，近半数缺乏核心技术团队与风险管控能力。少数公司将售电视为“空手套白狼”，完全依赖短期投机获利。2021年，批发电价高涨带来“生存危机”，多重因素叠加导致行业洗牌、企业退市，也引发公众的质疑——“为什么皮包售电公司也能盈利，这合理吗？”
（一）信息差导致的认知成本
江苏电力交易中心2025年调研显示，68%的中小企业仍认为“电力是固定价格商品”，对现货市场波动毫无概念。对价格不敏感的用户，也正好成为售电公司眼中的“优质客户”，因此售电盈利实质为用户为没有跟上市场化改革步伐而缴纳的“学费”。
（二）研判能力带来的合理收益
2023年以来，广东售电公司在签订年度长协时预估来年现货价格可能走低。基于上述判断，售电公司与代理用户商定提出保守估计的年度用电量，从而压低年度长协规模，尽可能增加现货购电量；即便被收益回收也可享受现货低价红利。这种策略就是售电公司优秀的风险管理能力的体现。
（三）市场幕后的投机钻营套利
少数售电公司以报低价锁住客户意愿，再“挟用户以令发电侧”向发电侧要求低价，此类行为不仅推高发电企业经营压力，更导致价格信号失真。另外，还存在售电公司与用户签订阴阳合同隐瞒价差，与用户约定锚定某一类可串谋交易品种价格，恶意拖欠抵赖居间费，将一家售电公司作为“垃圾池”从其他售电公司高价购入合约、转移利润，破产后退市的情况，以及购买现货价格险再向同谋方低价卖电/高价购电、拉高自身均价后骗保等花样百出的涉嫌违法的行为。
对售电公司收益能否“一限了之”？
陕西省发展改革委2025年8月发布的文件，对各售电公司月度平均度电批零差价高于0.015元/千瓦时的部分进行零售市场超额收益分享，超出部分的零售收益，由售电公司与其服务的零售用户按2:8比例分享。安徽、四川等省份同样发布了对售电公司超额收益进行分享的政策。然而，规范售电市场的核心，在于用市场化手段挤出“水分收益”，而非简单设定收益上限。破局的关键，在于从“事后限利”转为“事前筑基”的行业管理模式。
（一）建立分级授权的准入机制
参考期货行业投资者适当性评价制度，可以考虑对售电公司按照基础资质、能力维度、诚信维度开展综合评分，至少划分为基础类、专业类、综合类三个等级，对应授予不同交易权限。例如，基础类仅可开展“固定佣金+透明合约”交易；升级后再放开其他交易权限。分级授权符合“激励相容”原则，诚信经营者各展所长，而“冒险家”则投机无门。我国证券业对投资者也有类似的规定，例如，资金量满足一定规模和期限要求的投资者才可以开通“港股通”，可见分类分级赋予权限是行业共识。
（二）构建全链条信息披露体系
探索穿透式披露，打通“公司-交易中心-用户”信息通道，强制售电公司按月披露“批发均价、零售均价、价差率”。当前，江苏已实现交易平台实时查询相关信息。交易机构可以尝试定期发布“售电公司盈利排行榜”，广东2025年三季度榜单显示，头部10家合规企业利润率集中在10%-12%，而3家违规企业利润率超30%，当即引发用户解约潮。还可以借鉴重庆“整改公示+用户告知”机制，对信息披露违规企业，交易中心通过短信、APP弹窗等方式通知其服务用户。
（三）强化用户选择售电公司的自由度
让用户“想换就换”可倒逼售电公司提升服务质量。广东2025年实施的“无感转供”让用户48小时内即可切换售电公司。政策实施半年内，有23家差评率超10%的售电公司用户流失率达40%。
“乱花渐欲迷人眼”的行业乱象，本质是改革深化过程中新旧模式的碰撞。售电公司绝非可有可无的“中间环节”，而是激活市场竞争、优化资源配置的核心力量。否定其价值，实则否定了电力市场化改革的方向；但放任其无序发展，同样会阻碍改革进程。真正的破局之道，在于回归市场本质：以分级授权架起“筛选器”，用信息披露照亮“黑箱”，靠用户选择激活“角斗场”。当售电公司的收益彻底与专业能力、服务质量挂钩，当每一分利润都经得起市场的审视，监管自然无需“一限了之”，电力零售市场也将在规范中走向成熟。
九市通衢万柳青：市场以“无形的手”助力电力保供
电力供应就像经济社会的“生命线”，而近几年各地夏天抗高温、冬天御严寒的保供实战，让全社会认识到价格信号的“指挥棒”在发、用、储全链条发挥作用。
发电端这边，中长期、现货价格信号直接让发电机组的“潜力值”拉满。2021年的煤电市场化政策打破了燃煤基准价的天花板，让煤电机组在迎峰度冬之际迎来了高光时刻。用电端也很配合，山东动态分时电价，让企业学会了“看价用电”——晚高峰电价高就错峰生产，不少高耗能企业还趁机把生产挪到新能源发电大发时段，既省了电费，又帮着消纳了绿电。
电力保供的复杂性决定了市场“无形手”与行政“有形手”必须同向发力。2025年华北区域迎峰度夏期间，一方面，通过省间现货交易实现1432万千瓦电力互济，高峰时段成交均价较中长期合约高105%，激励跨区机组增发；另一方面，监管部门建立应急支援机制，统筹京津唐电网支援山东550万千瓦，调用储能放电253万千瓦，平抑负荷波动。同期，内蒙古西部地区用电负荷激增（最大负荷突破4100万千瓦），同时遭遇新能源（风电）出力骤降、部分机组非计划停运等多重考验，导致电力供应紧张，从东北、华北、西北、华中等多个区域共购电325笔，合计增加区内供应电量1.8亿千瓦时。
用多高的价格信号激励发电保供、减产节电？这是个非常复杂的问题。部分学术观点提出以度电GDP作为保供电价（即失负荷成本，按此计算，广东A类用户的度电产值在15元/度电以上）的理论，不仅在我国面临水土不服，即使在推崇“机会成本定价”理论的美国也存在争议。例如2021年2月美国得州大停电期间的电价飙升至7美元/度，但该价格执行之后引发了严重争议，ERCOT（得州电力可靠性委员会）甚至被用户追究法律责任。究其原因，一方面，构成产值的要素不仅是电能，还包括土地、金融、原材料、人力等多重要素，不应将产值完全归功于电力的贡献；另一方面，供应紧张时期大概率并发市场失灵，一味提高价格不仅无法增加供电，反而可能纵容容量持留等投机措施，此时最佳策略则是轮流限电的配额制。我国电力定价的“成本+合理收益”逻辑，与欧美“机会成本”定价存在本质差异，这决定了保供电价信号必须坚守合理区间。这种差异源于我国对电力公共属性的坚守，避免了欧美能源危机中电价暴涨400%的民生冲击。
电力保供没有“单行道”，市场化激励是效率之源，行政调控是安全之盾。未来保供工作中，需进一步让价格信号更精准——完善电价区间与一次能源价格联动机制、容量电价机制，保障发电企业成本回收；让行政调控更灵活——借鉴华北区域省间互济的经验，细化应急响应与补偿规则。唯有立足“成本+收益”的定价国情，协同好市场活力与行政保障，才能构建起更可靠、更经济的电力供应体系。
青鸟殷勤为探看：零售用户侧接受现货电价还要多久？
不少消费者曾经设想过，在中午光伏大发时段，冰储冷空调全力储冷；凌晨风电大发时段，面包机启动烘烤，洗衣机开始转动，充电桩满功率充电；这一切的背后都是现货市场带来的清洁、低价电能。绝大多数挪威家庭（2024年第四季度占比94.7%）签订的是与北欧电力交易所（Nord Pool）现货价格挂钩的浮动电价合同。这意味着电价每小时都可能变化，在雨水充沛、水电产量高时，电价甚至可能降至零或负价。
随着2025年底基本实现电力现货市场全覆盖目标的推进，全国已有超20个省份进入正式运行或连续试运行阶段。然而，我国零售用户侧与现货市场的联动仍显滞后，仅广东、山东、浙江等先行省份实现部分用户有限联动，部分现货运行省区则采用零售与批发电价的“峰平谷时段”联动。
零售用户侧全面接受现货电价究竟还需多久？从现实来看，这将是不短的一段时间。绝大部分地区零售侧规则长期处于跟进行态，零售用户尚未做好准备接受分时、分地区电价。存在地区差异的现货价格一旦推行，将对用电成本公平性产生冲击，带来较高的改革成本。现货电价15分钟级波动对用户风控要求极高，而中小企业缺乏应对能力，市场中缺乏风险对冲工具，即便是工业用户也倾向选择固定电价规避风险。中小工商用户用电刚性强，对“峰谷悬殊”特性认知不足，难以调整用电行为。峰谷价格时段划分、电价水平的改变还会影响部分低产值企业的经营。
将“能涨能跌”的电价信号真正传递至零售用户，激发需求侧活力，是电力市场改革覆盖到“最后一公里”的里程碑。该工作绝非一蹴而就，较为稳妥的方式是构建分层次政策体系。
加强认知培育与经验推广是必修课。依托售电公司渠道或电网供电服务渠道，构建下沉到零售用户的宣传渠道，售电公司需以可视化方式明示风险收益，披露“小时级”动态电价信息，引导用户主动响应价格信号。
试点推广“强制联动比例+偏差豁免”机制是破局切入点。从用电体量较大、市场意识较为成熟、负荷柔性较好的大企业起步，试点设定最低联动比例并逐年扩大，根据试点情况将用户范围逐步扩展至中小型用户。
打造规范透明的零售市场是关键抓手。应面向中小企业加快推广线上零售套餐，推广一口价，或分时传导、按日均价联动、按周均价联动等多样化的零售套餐，让市场价格更直观更透明、消费者更放心。例如，昆明电力交易中心借鉴电商模式推出的“来淘电”，售电公司开设店铺、上架套餐，用户自主浏览、比价、下单。
随着《电力现货连续运行地区市场建设指引》等政策的落实、市场透明度的提升与主体行为的规范，零售侧与现货市场联动有望取得实质性突破。
四、结语
售电公司、批发电价、零售电价，这三个问题形成了“回旋镖”：为了真正发挥价格引导资源优化配置、激励发电保供、引导用电移峰填谷的作用，电价信号不能只应用在发电侧，还需要将批发市场的分时、分地区电价信号传导至用户侧；而波动较为剧烈的价格信号，对用户安排生产计划带来了不确定性；为了使用户能够接受现货价格，多元竞争、多维服务的零售市场就需要发挥作用，由售电公司以获得风险收益为激励充当电价缓冲带；为了鼓励售电公司勇挑重任，仅靠固定佣金制难以达到激励效果，既需要零售管理体系升级，也需要鼓励专业售电公司以研判眼光和操盘策略获得合理收益。而售电市场的体系升级、风险承受能力增强之后，又给了现货市场价格波动空间进一步放开的底气，从而为虚拟电厂、新型储能等新兴业态创造了商业平台。以上三个环节牵一发而动全身，顺则如臂使指，缺则踯躅难行，正说明电改重在顶层谋划、系统推进。
回顾来时路，电力市场化改革工作一直在把握好“活”与“稳”的尺度之间走钢丝。我国已经一跃成为世界有史以来产能最大、工业品类最全的“首席”工业大国，支撑经济发展的电力市场没有成熟的国际经验可以借鉴，唯有铭记来时筚路蓝缕之艰，更怀开拓创新之志，敢想敢试，稳中求进，才能闯开一条独具中国特色的电力市场化改革之路。
