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| 卢勇：从经济分析看售电收益“那些事儿” |
| 加入时间：2026-02-28 来源：电联新媒
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2025年下半年，浙江、陕西、河南、山东、广东等省份陆续出台措施，约束售电公司零售定价或“批零价差”收益。
当前，售电企业收益主要来源于三类：
基础收益：高于均价的“批零价差”收入。
风险收益：趋势判断的品种错配收入。
价值收益：综合能源服务类收入。
文章指出，针对售电企业收益的限制方式主要有两种：一是规范售电公司的标准行为，二是直接对其结算结果进行干预。主流管控手段集中于：“零售套餐标准化”“批发占比管控”以及“批发电价统一”。例如，南方某西部省份规定，售电企业收益中高出8.3厘的部分，即由政府直接回收并返还给用户。
限制售电企业收益并不能将一次能源价格的波动有效传导至终端用户，实际上削弱了售电公司根据市场情况灵活调整用户年度合约价格的动力。本轮限制政策主要针对独立售电企业，他们不具备发售一体化企业的业务结构与资源优势，受冲击尤为突出。若长期限制收益，可能引发“削弱竞争、信号失真、价格失控”的恶性循环。
真正能打破垄断与市场联盟、让终端用户切实享受电力市场化改革红利的途径，是形成充分有效的市场竞争。《电力中长期交易基本规则》将于今年3月实施，售电公司需加快向专业综合能源服务商转型。
缘起：一则通告引发的潮动
历史的发展，往往由微小事件开启。2025年8月，陕西电力交易中心发布的一则通告骤然引发业内外的广泛关注。通告披露，华能陕西能源销售公司与华能铜川照金煤电有限公司在年度火电双边协商交易中涉嫌串通报价，抬高了当月执行电价。陕西电力交易中心随之对上述两家企业采取了通报批评、红牌警告、信用扣分、暂停年度交易及结算等多项惩戒措施。
这一事件将售电企业这一相对不为公众熟知的电力市场主体推至台前。人们不仅关注其表面的交易行为，更对其背后的盈利模式与利润空间产生了浓厚兴趣，相关讨论持续升温。
随之而来的是对售电企业收益加以规范的政策动向。2025年下半年，多地监管机构的监管“靴子”相继落地：浙江、陕西、河南、山东、广东等省份陆续出台措施，明确约束售电公司在年度交易及中长期市场中的零售定价或“批零价差”收益，要求其在合同或结算中体现价格上限、费用联动或超额收益分享等机制，从而将售电收益纳入更透明的监管框架之中。
剖析：售电企业的三类收益
当前，售电企业的收益主要来源于哪些方面？这些收益通过何种方式实现？同时，这些收益在售电企业的整体发展中又扮演着怎样的角色？
基础收益：高于均价的“批零价差”收入。高于均价的“批零价差”，是售电企业的基础收益来源，其实质是“预期用电锁定”与“成本对冲”共同作用的结果，其运行逻辑可分解为三个关键环节：
一是在零售端进行预期锁定。每年末，售电企业与工业、商业等电力用户签订未来一年的供用电合同，约定年度用电总量和零售电价。通过该合同，售电企业提前锁定未来用电需求与零售端收入，但由于实际用电尚未发生，仍面临用电波动带来的风险。
二是在批发端进行成本对冲。基于对用户用电规律及市场供需的预测，售电企业同时在批发侧与发电企业或电力交易平台签订等额的年度购电合同，锁定对应电量的购电成本，从而实现用电量的匹配，规避因实际用电量与合同量不符而在年度内或电力现货市场中额外补购或低价售电的风险。
三是最终价差收益形成。当年度零售电价高于年度批发电价时，两者之差即为“批零价差”。在当前国内多数成熟电力市场中，由于竞争充分，年度“批零价差”通常长期稳定在3~5厘/千瓦时，且竞争主体越多，价差往往越趋近于下限。
风险收益：趋势判断的品种错配收入。这是一种高风险、高收益的收入来源，具体是指：在年度零售电量已锁定的前提下，基于对一次能源价格和市场供需趋势的预判，在批发侧主动调整年度长协与年内中短期合约（如月竞、周竞）的持仓比例，从而在价格波动中获取超额收益。
电力现货市场的核心价值在于实时反映一次能源（如煤炭、天然气）的价格变动，并带动年内中短期合约价格同步调整，导致批发市场中的年度长协价与年内月度竞价等价格之间产生显著价差，为品种错配提供了操作空间。
以广东为例，电力现货市场启动前，年度长协价通常低于年内短期合约价（平均低2~3分），售电企业一般通过“多签长协”即可稳定获利；现货市场启动后（2022年至今），价格波动显著加剧，价差方向变得不确定。例如，2022年初，广东中长期电价约0.500元/千瓦时，至当年8月，月度竞价价格已升至0.554元/千瓦时，且许多企业难以在月度竞价中购足电量，不得不转向现货市场。同年8月，现货市场均价更超过0.700元/千瓦时。然而进入2023年，形势发生反转：当年年度长协批发均价为0.554元/千瓦时，而年中月度集中竞价价格却降至约0.460元/千瓦时。
高收益往往伴随高风险。品种错配收益依赖于对价格趋势的准确判断，一旦判断失误，很可能导致售电企业面临巨额亏损。
价值收益：综合能源服务类收入。这类收益依托服务溢价与成本分摊的模式，具备风险低、用户黏性强的特点，且高度符合政策导向。目前，主流服务类型包括虚拟电厂、储能安装、需量管理（营改需）以及配电房运维等。
该模式的核心逻辑包含两个关键环节：一是需求挖掘，精准识别用户在降本、保供、合规等方面的痛点（如工业用户的峰段电价成本、商业用户的用电安全、高耗能企业的节能要求），从而提供“电+服务”的针对性解决方案（例如利用储能平抑价差、通过虚拟电厂获取调峰收益、以需量管理满足政策）。二是收益兑现，用户为服务价值支付电费溢价或直接服务费，溢价覆盖成本后的盈余即构成企业利润。
这类收益对售电企业发展具有深度赋能的作用，其价值基础在于构建双向共赢的生态。对用户而言，服务能直接降低用电成本（如储能可节省10%~15%的电费）并规避运营风险（如运维减少设备故障损失）；对售电企业而言，不仅能获取额外利润，更能增强用户黏性，提升零售合同续约率，从而稳固“批零价差”收益基础。
随着电力市场化改革深入，售电企业正从单纯赚取价差向综合能源服务商转型。能否通过提供增值服务获取收益，已成为企业差异化竞争的核心抓手，也是其能否实现可持续、高质量发展的关键。
限利：回收企业风险收益
结合此前多地出台的措施分析，针对售电企业收益的限制方式主要有两种：一是规范售电公司的标准行为，二是直接对其结算结果进行干预。这些措施的核心目标在于抑制基于趋势判断的品种错配套利行为。由于担忧此类行为可能带来过度套利，不少地区担心其会加剧市场价格波动、增加用户用电成本的不确定性，甚至可能引发市场风险。
在电力市场监管中，地方政府为规范市场运行，要求电力交易中心通过设立标准化行为规范来限制售电企业收益，防止不合理获利。目前，主流的管控手段主要集中于以下三种方式：“零售套餐标准化”“批发占比管控”以及“批发电价统一”。这些措施已在许多地区的电力现货市场中得到实际应用，并逐步形成较为成熟的监管实践。
“零售套餐标准化+服务费上限管控”：该手段主要通过限定套餐类型和控制服务费溢价，从零售端压缩售电企业通过品种搭配转移风险、获取超额收益的空间。其核心逻辑是将零售定价与批发价格强绑定，从而减少企业在自主定价中的套利可能。例如，华中某省便设置了两种标准化套餐：一种为“服务费+售电企业的批发价”模式；另一种则允许在低于市场批发均价时，将下浮部分与用户分成，且企业在分成中占主要比例。
“年度批发占比管控+利润回收机制”：该手段从批发端强制锁定长期合约比例，对低于规定比例的企业征收利润回收款，直接抑制企业减少长协签约、过度依赖短期合约的品种错配行为。其核心逻辑是通过年度占比要求，倒逼企业降低对短期市场的依赖，减少利用价格波动进行套利的空间。
年内批发电量价格与年度批发价格统一：该手段通过价格强制统一，消除年度长协价与年内合约价的价差，从根本上切断品种错配的收益来源。这是三种手段中管控最严格的方式，目前在部分试点地区推行，其核心是让批发价格在年度周期内保持一致，售电企业无套利空间可寻。
除上述标准化的行为管控外，还存在另一种并行机制，即通过结算结果来限制售电企业收益。该方式弱化了对经营过程的直接干预，转而聚焦于结果管控——不直接约束企业在电力采购、套餐设计等环节的具体行为，而是通过管制零售结算结果、强制回收超额收益，从结果端直接控制企业利润空间。具体实施路径主要有两种：
一是通过零售套餐限制单个用户的签约价格。该方法从零售结算价格上限入手，直接规定售电企业与任一用户签订的零售合同价格不得高于特定基准（例如与销售电价相关的标准），从而从源头锁定单一用户的收益空间，防止企业通过高价签约获取超额利润。其核心逻辑在于控制单用户价差，再通过用户数量的叠加实现整体收益管控。例如，华东某省明确规定，单个售电用户价格不得高于平均价格的千分之六。
二是直接锚定企业总收益，对超出规定范围的部分进行强制回收。该方式直接针对售电企业的整体收益水平，通过设立收益上限，从根本上约束其盈利空间。例如在南方区域某西部省份的电力市场中，售电企业收益中高出8.3厘的部分，即由政府直接回收并返还给用户。
对售电企业而言，无论是限制其经营行为，还是直接约束其收益水平，本质上都是针对其风险收益部分进行管控。由于不允许售电企业通过多样化的批发策略获取利润，这使得售电企业无需对未来市场趋势进行预判与决策，只需按既定规则执行操作即可。这种情况最终导致其经营动力不足，形成“躺平”现象。
影响：削弱、失真与发展失速
综合市场信号来看，各地政府之所以纷纷限制电力市场中售电企业的收益，主要是为了防止售电企业截留此前一次能源价格下行所产生的政策红利。那么，从经济行为的角度出发，这种收益限制能否实现其预期目标？又会对市场产生哪些影响呢？
从实施效果来看，限制售电企业收益并不能将一次能源价格的波动有效传导至终端用户。在电力市场的价格传导机制中，一次能源价格（如煤炭、天然气及新能源发电成本等）的波动本应通过批发、零售等环节逐步传递至最终用户，形成成本与价格联动的良性循环。然而，对售电企业收益的限制措施，实际上削弱了售电公司根据市场情况灵活调整用户年度合约价格的动力，阻断了价格传导路径。即使一次能源价格在年内出现大幅波动，终端用户也难以感知，最终导致一次能源价格的市场信号无法在当年传递至消费端。
从实际结果来看，本轮限制政策主要针对的是独立售电企业的收益。尽管管控措施在形式上普遍适用，但对不同类型售电企业的影响并不相同，独立售电企业受到的影响尤为突出。无论是限制报价策略、约束用户签约范围等交易行为规范，还是设定价格上限、收回超额收益等直接针对结算结果的管控，约束重点实际上都落在了独立售电企业身上。这是因为他们不具备发售一体化售电企业的业务结构与资源优势，后者能够通过协调发电与售电两端、调整上游批发合同等方式，灵活规避现行规则的限制。
售电零售市场的竞争，本质上是价格、服务和资源的综合比拼。独立售电公司通过优化“批零价差”设计、提供定制化用电方案（如错峰用电建议与节能咨询）以及拓展用户资源等方式争夺市场份额，而其收益空间是支撑其参与竞争的核心动力。若对收益进行严格限制，则会显著削弱其竞争意愿和发展后劲，进而阻碍其向综合能源服务商转型的高质量发展路径。
发电企业作为电力产业链的上游主体，天然具备推动零售电价上涨的动力，因为零售价格越高，其发电业务的利润空间也越大。在零售市场竞争弱化的情况下，发电企业可通过旗下的发售一体化售电公司进一步掌握市场话语权，达到控制市场、推高价格的目的。
电力零售市场的良性发展依赖于充分竞争，这是保障价格公允、推动服务优化的关键动力；同时，一次能源价格是零售电价形成的底层逻辑基础。若长期限制售电企业的收益，不仅直接削弱市场竞争，也可能为发电企业借助旗下售电公司控制零售市场、推高用户电价提供空间，最终导致零售价格与一次能源价格严重背离。这种局面可能引发“削弱竞争、信号失真、价格失控”的恶性循环，甚至造成整个电力市场发展失速的严重后果。
建议：市场发展应行稳致远
政策部门对售电企业收益进行限制，主要目的在于降低用电企业的用电成本、传导一次能源价格变化、破解电价格传导中出现的“肠梗阻”问题，从而切实保障终端用户的获得感。
然而，单纯通过限制售电企业的行为或交易结果来约束其收益，并不能真实、及时地反映一次能源价格波动，甚至可能导致电力市场价格“失真”，也无助于终端用户获得实质利益。真正能打破垄断与市场联盟、让终端用户切实享受电力市场化改革红利的途径，是形成充分有效的市场竞争。
当前推行的限价措施，本质上更倾向于短期行政干预，而非制度化、长期有效的治理手段。即便在当前市场过渡阶段，也应科学设定收益限制的合理区间。待电力市场发展成熟后，此类短期干预政策应逐步退出，让市场机制在资源配置中发挥决定性作用。
为了及时传导一次能源成本，应将限制收益空间设定为围绕整体盈亏区间的科学调控，而非针对单个企业或个别行为进行限制。建议构建“总量调控+动态调节”的整体售电市场盈亏管控机制。例如，可以省份为单位，设定整体盈亏线。如以煤电标准价的10%~20%作为基准，超出盈亏线的部分按度电转为整体系统费用。这一机制既可保障售电公司之间的充分竞争，也能确保一次能源价格顺畅传导至终端用户。
《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）将于今年3月正式实施，电力交易体系得以重塑，电价将回归市场、交易趋于灵活，展现出更为成熟和良好的电力市场前景。新规实施后，参与市场交易的用户可与发电企业或售电公司协商确定峰谷时段和价格，不再硬性执行政府统一定价的峰谷电价。这种灵活性使得企业能够根据自身生产特点与用电规律，制定更优的电价方案，从而有效降低用电成本。
同时，新规也对售电公司提出了更高要求：必须在电力现货市场的撮合交易能力、与用户协同的科学用能服务等方面实现高度专业化。急功近利的短期行为和缺乏实质运营能力的“皮包”售电公司将逐渐被市场淘汰。售电公司需加快向专业综合能源服务商转型。各地政府政策也应更加注重引导包括售电公司在内的市场主体走专业化发展道路，真正实现本轮电力市场化改革的初衷——推动全社会科学用能，并以市场形成的真实、最优电价信号引导用户合理用电，从而提升能源电力使用效率，实现电力能源社会福利的最大化，确保电力市场在高质量发展道路上稳步前行。
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