電力零售市場直接連接億萬用戶，是市場信號傳導、改革紅利釋放的“最后一公里”，其運行質效與公平性，直接決定電力市場改革的社會接受度和長期穩定性。當前批發側市場框架成熟、現貨市場基本全覆蓋，零售市場的規范與深化已成為市場建設的重點。
零售市場快速發展中暴露出諸多問題：部分售電公司行為失范、用戶選擇權保障與風險防范不足、頂層制度與微觀監管不適應、批零價格傳導阻滯扭曲。這些問題若未及時解決，將損害用戶權益、擾亂市場秩序，反向傳導風險至批發市場，妨礙全國統一電力市場建設。
近期行業變革信號凸顯：國家及地方監管部門強化售電市場監管，優化零售套餐，引導限制售電公司利潤空間，擠壓投機套利空間；同時，多地取消分時電價政策。這意味著批零市場從隔離走向銜接，競爭格局根本轉變，售電公司需從“電力買賣”轉向“風險管理和綜合能源服務”。
隨著電力市場改革步入深水區，零售市場作為面向廣大用戶的“主戰場”成為行業日益關注的焦點。這一領域既是社會資本密集投入的“熱土”，也因其主體眾多、能力差異顯著、逐利沖動更加強烈而成為風險與亂象爆發的集中區。當前，電力現貨市場已全面運行，在此背景下，剛剛結束的2026年度長協簽訂，成為透視市場主體心態演變的集中窗口：售電側的部分公司敢于以遠低于市場價的“自殺式”低價簽約，賭未來現貨市場價格繼續下行以兌現利潤；用戶側則錨定現貨價格，對中長期合約的價格預期被不斷拉低；而在發電側，傳統煤電正承受著“市場價已包不住發電成本”的風險。
表面的亂象之下，實則顯示出市場的能量正在迅猛釋放。隨著新能源全量入市，電力市場價格波動加劇，市場顯現出強大力量，吸引參與主體“真刀真槍”地激烈博弈。這并非簡單的失序，而是電力零售市場從初步放開走向成熟的必經階段。
年度長協的博弈困境
在2026年度長協的交易結果中，其簽約價格表現出明顯的下行壓力：以廣東和江蘇為例，廣東省年度交易成交均價為372.14厘/千瓦時，長協電價觸及下限，同比下降19.72厘/千瓦時；江蘇省年度交易加權均價344.19 元/兆瓦時，同比下降68.26 元/兆瓦時。
“3毛7分2已經是廣東規定的中長期交易的價格下限，但實際上，市場上有各種各樣的方式繞開這個下限，價格的底線早已失守”“市場的追漲殺跌已經到了非理性的程度”……記者接觸的多位廣東電力市場從業人士，都表達了對售電市場激烈價格戰的擔憂與感慨。
市場“卷”價格的動力來自于對未來市場的預判——過去幾年，受燃料價格下行、電力供應結構的深刻變化、供需形勢的逐漸寬松等因素影響，現貨市場價格總體走低，為售電側創造了巨大的盈利空間，也催生了售電市場中“價格仍將持續下降”的心理預期。
以廣東為例，2022年，廣東現貨市場出清實時市場加權價為603厘/千瓦時，2023年為453厘/千瓦時，2024年為341.1厘/千瓦時。因此，即便年度長協以低價簽出合約，待未來電價下跌時仍可賺取可觀的價差。“最近這三年現貨價格從很高的5毛多，每年跌個幾分乃至一毛，很容易形成電價單邊下跌的固化的市場預期，在廣東，市場成交價已經貼近政策規定的價格下限，一些公司還要在場外通過‘返利’‘返電費’等方式進行變相降價。”求實能源技術(深圳)有限公司創始人蔣江表示。
這種基于未來電價下跌預期而采取的激進低價簽約策略，形成了售電市場上“批零倒掛”與“超額暴利”并存的局面。“盡管近年來市場上幾乎每年年底都會出現‘批零倒掛’，但只要未來批發電價會下跌，中間的差價就是利潤。賭對了，利潤空間確實很大。但年年坐過山車，今年賭對了就賺錢，明年賭錯了就血崩，這并不是一個成熟電力市場應有的狀態。”蔣江解釋道。
在2026年年度長協簽約之際，多地電力交易中心已發布了風險預警：江蘇電力交易中心發布《江蘇電力零售市場2026年簽約風險提示》指出，部分售電公司以違背市場常理的“超低固定價”誘導簽約電力用戶。若2026年受上述因素影響電價上漲，售電公司極易虧損導致“超低固定價”合同無法正常履約，倒逼用戶重新調價，甚至惡意“跑路”毀約，用戶被迫轉由保底售電公司承接，按照國家規定保底電價將遠高于市場平均價格；陜西電力交易中心發布《關于2026年陜西電力市場交易相關重要事項的提示》，指出目前存在部分零售合同簽約價格預測嚴重低于市場平均水平的情況，存在較高的合同履約風險。
廣東市場從業人士認為，從成本來看，2025年底的主流行情，包括長協和零售價被市場嚴重低估。“進入2026年1月，現貨價格已連續多日明顯高于去年底的簽約價格，這恰恰印證了此前市場的誤判。”蔣江指出。
某東部發電企業營銷負責人表示，2026年的長協簽訂工作，確實面臨著比過去更為復雜的局面。
“核心的挑戰在于，電力市場的不確定性正顯著增加。一方面，隨著新能源裝機容量持續快速上升，其發電的波動性和間歇性特性使得電力供需平衡和電價走勢的預測難度加大，未來電價的波動性可能進一步上升；另一方面，國際大宗商品市場變化等因素，也給燃料價格的走勢帶來較大不確定性。這些因素的疊加，使得企業的經營環境面臨諸多變數。從用戶側看，他們既希望鎖定成本、規避未來電價上漲風險，又擔心在電價下行時失去價格調整的靈活性；從發電側看，我們同樣面臨著艱難抉擇，長協簽約比例究竟該高一些以求穩定，還是該低一些以保留更多短期市場的交易空間？很多時候，我們即使形成了相對理性的判斷，也被市場大勢所裹挾，在各方壓力和博弈中被推著走。”上述人士表示。
市場交易的變化，也印證了這種“糾結”的心態。以江蘇年度長協為例。2025年12月30日，江蘇電力交易中心公布省內電力市場年度交易結果——2026年年度總成交電量2724.81億千瓦時，同比減少16.98%，成交率55.8%。成交電量的回落一方面受納入機制電量部分的新能源電量不再參與中長期交易的影響因素，另一方面也在一定程度上意味著市場主體在風險權衡中逐漸從年度高比例簽約保障，走向直面短期市場的傾向，以尋求在后續交易過程中通過交易策略調整最終電價的空間。
當前，盡管中長期交易與現貨市場有待進一步協同融合，但市場本身強大的力量，會促使市場主體跨越機制的鴻溝，自發驅動中長期價格向現貨價格靠近。
“從今年的情況來看中長期價格其實是以現貨為‘錨’，貼著現貨價格走，只要能比現貨價格好一點，就可以簽。整個市場形勢如此，這已經不是考慮成本的問題，是考慮能不能少虧的問題。但現貨價格反映的是邊際成本，隨著高比例新能源的入市，大幅拉低了現貨市場的價格，煤電難以在現貨價格里獲得固定成本的回收。”某廣東電力市場從業人士告訴記者。
上述人士表示，在充分競爭的環境下，若缺乏合理的容量補償，可能導致能提供可靠容量電源的投資意愿下降，影響系統容量充裕度，乃至整個電力系統的安全穩定運行。隨著現貨市場的全面啟動，更加迫切地需要容量機制進一步的深化與完善。通過獨立、完善的容量補償機制來保障相應電源長期固定成本的回收，讓現貨價格回歸短期邊際成本信號，為市場的長期穩定與競爭效率奠定基礎。
“電力現貨市場邊際出清的機制，更多反映的是發電機組的變動成本。2026年，面對電力現貨市場基本實現全國覆蓋的新形勢，迫切需要進一步完善容量電價機制，提高固定成本回收的比例；今年以來，各地煤電容量電價按照政策要求普遍上調至50%，其中黑龍江、吉林、甘肅、云南上調至100%。容量電價調整將進一步實現電量價格與容量價格的解耦，更加適應當前電力現貨市場建設和煤電功能轉型的發展形勢。”某電力市場研究人士分析。
近日，國家發改委、國家能源局印發了《關于完善發電側容量電價機制的通知》（發改價格〔2026〕114號），分類完善了煤電、氣電、抽水蓄能、電網側獨立新型儲能的容量電價機制，明確了建立市場化可靠容量補償機制的基本要求，并相應完善了電力市場交易和價格機制。“下一步，應加快落實114號文件要求，尤其是對現貨市場連續運行和煤電利用小時下降明顯的地區，建議盡快將固定成本回收比例提升到100%。”上述人士表示。
監管升級倒逼行業
告別“野蠻生長”
截至2025年底，全國注冊的售電公司超過5000家，服務能力參差不齊，商業模式較為粗放，同質化競爭嚴重，行業呈現出 “熱錢驅動”與“野蠻生長”的生態特征，現有監管機制尚未能完全引導行業走向良性的專業化、差異化競爭。
零售市場直接面向用戶，具有鮮明的民生屬性。在電力市場價格下行周期中，一部分在現貨市場當中把握了降價機遇的售電公司獲得了遠超社會預期的收益，同時，亦有部分售電公司利用信息優勢對用戶進行誤導性營銷、價格欺詐、濫用市場力、擾亂市場秩序等，甚至已涉嫌違法違規，且此類行為隱蔽分散，在監管資源與法律約束不足的情況下難以被及時遏制。2024年開始，部分地區對售電公司實施限制高額批零價差、超額收益回收等舉措，引發較大社會反響。
“目前，我國零售市場正處于發展理念的探索期，到底是完全放開零售市場讓競爭自由調節，還是通過限價、限利潤等方式劃定競爭邊界，目前行業內沒有統一答案，需要結合國內實際進行實踐驗證。對于普通商品，只要沒有串謀、壟斷等違規行為，競爭形成的收益理應受保護。但電力商品具有公共事業屬性，關系到千家萬戶和工業生產穩定，需要在一定價格范圍內實施監管，通過監管守住民生底線，保障長期穩定供應。”國網能源研究院財審所研究員高效表示。
業內人士認為，在市場發展初期，監管部門的限制措施在穩定市場、防止不當獲利方面發揮了積極作用；但這一手段僅單向防止價格下行期的“降價紅利”被截留，無法幫助市場參與者主動管理價格風險、應對價格波動，反而可能抑制市場活力。從長遠來看，電力市場的價格波動是常態，為更根本地應對價格風險，可進一步探索市場化、金融化的解決方案，例如發展電力期貨、期權、保險等金融對沖工具。
“對于售電公司而言，合同一旦簽訂，風險實際上就已經鎖死。目前，市場交易的規則對我們交易的額度、方向、頻次都有相應的限制要求。一旦后續市場出現較大變化，我們根據市場價格波動進行對沖、止損的空間十分有限，盈虧完全被動地暴露于未來的現貨價格之下，這實際上是人為地犧牲了市場流動性，將金融市場的價格風險強行壓在了實物交易的框架之內。”蔣江指出。
針對監管部門限制售電公司利潤可能導致限制其競爭活力的情況，業內人士提出建立售電公司與用戶“價值共享”的建議，從而破解單純限價的弊端。“如允許售電公司與用戶在監管框架內，約定一個受監管邊界約束或雙方認可的基準代理價格，以保障用戶基本用電權益、穩定民生預期。在此基準之上，鼓勵售電公司通過提升交易能力、聚合用戶側可調節資源等方式，創造超出基準電價的增量系統價值。這部分增量收益，應通過事先約定的比例在雙方之間合理分成，實現‘收益共享、風險共擔’。同時，建議配套實施售電公司關鍵經營信息與分成機制的強制性披露，增強市場透明度，使用戶能夠在知情基礎上‘用腳投票’。”北京清能互聯科技有限公司咨詢部經理費云志建議。
高效建議，鼓勵售電企業推出差異化產品和服務，打破同質化競爭格局，通過服務創新盈利。“如采用固定價格合同、基于市場購電成本定價合同、完全跟現貨市場價格掛鉤合同等多樣化合同類型；堅持加強技術引導、以技術促發展，如推動售電企業數字化轉型，提升電力交易、電價測算、風險防控、用戶服務的數字化能力。此外，還需加強信息披露，讓用戶清楚了解電價構成和價差情況，減少信息不對稱。”高效補充道。
面對用戶需求日益多元、調節能力差異顯著的現實，實施基于用戶側的分類引導與管理，是提升市場效率與公平性的關鍵。費云志分析，監管的智慧在于“對癥下藥”，而非“一刀切”。應建立“強激勵”與“穩保障”協同的用戶分類服務體系：對于價格敏感、具備用電調節能力的用戶，如可中斷工業負荷、擁有儲能的用戶，應通過市場機制鼓勵售電公司為其設計“價值共享”套餐，并共享由此創造的綠色消納、容量保障等增量收益。對于市場感知弱、調節能力有限或追求穩定的用戶，則應引導和規范售電公司通過規模化集約經營，提供簡化、透明的標準化平價套餐，保障其用能成本的穩定性和可預期性。這套體系的核心是讓有能力的用戶和售電公司去市場前沿開疆拓土創造價值，讓追求穩定的用戶有可靠、不貴的“基本盤”可選，從而實現社會總福利的最大化。
批零銜接下的市場行為重塑
在電力零售市場的一系列改革舉措中，用戶側取消行政分時電價是一項影響深遠的變革。在現貨市場尚未全面運行的時期，分時電價機制為實現“削峰填谷”、支撐新能源消納等起到了積極作用。但隨著新型電力系統建設的推進，這套“固定”機制逐漸顯現出其局限性，其時段劃分與浮動范圍難以匹配系統的實際需求，與真實的供需成本已經形成脫節，反而可能淪為價差套利的工具。2025年末，《關于做好2026年電力中長期合同簽約履約工作的通知》(發改運行〔2025〕1502號)提出，“原則上直接參與市場的用戶不再執行政府規定的分時電價，電網代購等非市場化用戶的分時電價仍需執行。”這意味著市場化用戶由此開啟從“政府定價”到“市場定價”的根本性轉變。截至目前，全國已有11個省市出臺新政，提出市場化用戶不再執行政府核定的固定分時電價。
取消政府主導的分時電價，將對用戶側，特別是依此調整生產的高耗能大工業用戶產生成本上的挑戰。國家電網公司華東分部調控中心教授級高工胡朝陽表示，過去，對市場化用戶而言，峰谷時段是提前確定的，峰谷電價上下浮動的比例也是確定的，盡管作為基準值的平段電價是事后告知的，在用電行為開始之前用戶并不知道，但因為上下浮動的比例較大，用戶即使事前不知道峰谷電價的具體數值，也不影響用電決策，只要峰時段少用電，谷時段多用電就是正確決策，且浮動比例越大，這種用電決策越正確。取消后，現貨市場96時段出清電價直接傳導到市場化用戶，對市場化用戶存在較大影響。
取消行政分時電價后，市場化用戶“優勝劣汰，適者生存”的競爭生態正式開啟。“首先，用戶在事前并不知道哪些時段電價高，哪些時段電價低，用電成本最小化的決策難以進行；其次，不同時段出清電價的波動性將直接傳導給市場化用戶，可能導致用電成本的大幅波動。簡言之，取消后市場化用戶的穩定盈利模式被打破，不確定性增強，對用戶自身的市場適應能力提出了很高的要求。”胡朝陽表示。
盡管各省在具體落實節奏和方式上可能會因地制宜選擇差異化的過渡路徑，但國家層面已明確政策方向，無論是售電公司還是廣大市場化電力用戶，都需積極主動研判本地政策信號，從而在變革中把握先機、構建競爭優勢。
“為了實現用電成本最小化的優化目標，市場化用戶必須打造的核心競爭能力是出清電價預測能力。有了準確的預測出清電價，用戶可以合理確定中長期交易和現貨市場、日前市場和實時市場的電量比例，充分利用金融手段規避現貨市場電價波動風險。此外，現階段大多數省份用戶只能報量不報價參與市場，后續應科學確定用戶在現貨市場中申報的用電電量-電價曲線，確保中標結果符合申報預期。”胡朝陽指出。
隨著市場批零價格的進一步傳導，對用戶而言，機遇與風險并存。“機遇方面，用戶可通過售電企業參與電力市場，通過積極調整用電時段，降低用電成本。風險方面，在套餐選擇上，用戶若缺乏專業判斷，可能選擇到不合適的套餐，導致用電成本增加；同時用戶如果對用電行為調整產生偏差，也可能導致用電成本增加；同時售電企業履約風險也會給用戶帶來影響，若售電企業因價差倒掛等問題經營不善，可能無法正常履約，目前需要由電網企業兜底。”高效分析道。
對于售電公司而言，分時電價的取消，意味著其必須轉而依靠更精準的負荷預測和用戶服務來應對市場價格波動。“一是產品邏輯從‘固定價差’轉向‘動態響應’，必須基于現貨價格信號與用戶實際負荷曲線與調節能力，設計出能夠靈活匹配供需變化、反映電能時空價值的零售套餐；二是業務角色從‘中間商’轉向‘聚合服務商’，不再局限于單純購售電，而要積極整合用戶側的分布式電源、儲能和可調節負荷，通過虛擬電廠等模式提供系統調節與增值服務；三是核心能力從‘價差管理’轉向‘價值運營’，構建以資源聚合、智能預測、多市場交易及風險對沖為核心的新型能力體系，依托數字化轉型提升預測與調控精度，將各類資源的調節能力在電力市場變現，并通過‘收益共享、風險共擔’機制，與用戶共同創造并分享系統增量價值。這三大轉變，將成為售電公司在未來市場化競爭中立足的關鍵。”費云志分析道。
在這一關鍵政策的轉軌期，政府需通過清晰的指引與配套支持，來幫助市場主體實現平穩過渡。“政府主管部門的工作應該圍繞幫助市場化用戶提高出清電價預測能力展開。具體體現為改進信息披露規則，盡可能消除信息不對稱，對于與出清電價預測有關的邊界條件和歷史數據，只要符合法律法規和保密要求，應該盡可能公開發布。但是，政府主管部門或者市場運營機構不能越俎代庖，主動發布出清電價預測結果，這樣容易形成一致性預期，正如取消前的峰谷電價一樣，將對市場正常運營構成擾動。”胡朝陽表示。