2026年作为全国统一电力市场体系落地、电力现货连续结算常态化的关键年份，售电侧市场化改革迈入深水区，中长期、现货、零售联动交易机制全面铺开。零售市场多年野蛮生长累积的机制缺陷、主体结构失衡、交易生态扭曲等矛盾集中暴露，各类市场问题频发。本文围绕当前零售市场现存痛点，系统剖析市场扭曲根源，并提出了一套适配新型电力系统、兼顾市场公平与系统安全的零售市场重构方案。

当前电力零售市场的突出问题与现实矛盾

2026年现货市场常态化运行后，批发与零售市场联动失序问题全面显现，用户、售电公司、发电主体三方均出现利益受损、经营失稳现象，市场生态呈现多重结构性矛盾，集中体现在六大层面。

终端工商业用户改革获得感不足，权益保障体系缺位

放开售电零售市场的核心初衷是依托市场化竞争降低企业用电成本、赋予用户自主购电选择权，但市场实际运行效果与改革目标严重偏离。一是电价让利呈现“纸面优惠、实际缩水”特征。多地月度现货电价下行周期内，居间渠道佣金、隐藏偏差考核、不透明分时结算条款、场外补偿分摊费用持续抬升综合用电成本。二是市场规则专业门槛高，用户处于明显的信息弱势地位。中长期叠加现货复合定价、电量偏差考核、浮动收益分成等规则体系复杂，绝大多数中小企业未配备专业电力风控团队，难以甄别零售套餐暗藏风险。三是零售增值服务供给近乎空白。当前零售市场交易模式局限于单一电量价差博弈，虚拟电厂负荷聚合、柔性用电调节、绿电定制套餐、厂区节能改造等综合能源服务普及度极低，市场化改革红利仅停留在电价层面，未能释放海量用户侧调节资源价值。

无资质居间中介无序扩张，形成割裂市场的灰色套利生态

2026年零售市场拓客竞争白热化，游离于官方交易体系之外的居间商、中介渠道快速泛滥，搭建独立灰色流通渠道，隔绝用户、售电公司与电力交易中心的直接联系，成为市场问题的重要推手。一方面，居间商依托产业园区、行业协会掌握终端用户资源，依靠信息不对称牟利，双向挤压用户让利空间与售电主体合理利润，直接抬高全社会综合购电成本。另一方面，居间渠道滋生大量违规交易行为，协助小型售电企业伪造用户授权、代管交易平台账号、代签电子合同，未经用户许可调整签约电量与定价模式。此外，线下居间渠道成为主流签约途径，交易中心线上标准化零售套餐、分时价格公示、风险预警系统利用率不足三成，形成“居间隔绝正规市场、信息不对称加剧市场问题”的恶性循环。

售电企业盈亏机制严重失衡，行业退市潮与经营危机并发

现货电价大幅波动背景下，零售市场形成“盈利空间刚性锁死、亏损风险全额自担”的极端盈亏不对称格局，售电行业生存危机集中爆发，衍生经营与舆情双重风险。从盈利端看，全国十余省份出台批零价差限利政策，单度电合规盈利区间仅0.005至0.015元，利润空间还要支付居间渠道佣金，多数企业仅能覆盖基础运营开支，无法计提充足价格波动风险准备金。从亏损端看，全部价格下行风险由售电主体独自承担，形成“签约电量规模越大、亏损总额越高”的经营死亡螺旋，即便亏损周期，企业仍需持续承担人员、办公、交易固定运营成本。

盈亏失衡直接引发两大连锁问题：一是市场主体结构性单一化，无自有电源的民营独立售电主体出清速度远高于拥有发电资源的国资售电平台，市场逐步向准垄断格局退化，市场化充分竞争目标落空；二是市场舆情风险激增，大面积亏损下，售电企业违约拖欠结算、单方面变更零售合同、终止用户供电等行为频发，工商业用户投诉量大幅上涨，持续消耗监管资源，削弱市场主体与工商业用户对电力市场化改革的信心。

发电侧中长期合约定价承压，批零价格传导链条结构性扭曲

零售端低价内卷反向向上传导至批发市场，叠加新能源装机持续扩容，中长期年度长协价格持续下探，发电企业经营收益持续收窄，价格传导机制彻底失真。一是售电企业低价抢单倒逼发电长协降价。大量售电公司为抢占市场份额，以低于火电综合盈亏平衡线的价格与用户签订零售合同，只能通过压低发电企业中长期采购价转嫁经营成本。2025年末广东设定年度长协价格下限0.372元/千瓦时，但市场私下双边成交价普遍降至0.34-0.35元/千瓦时；江苏大型千万用电量工业客户长协成交价低至0.331元/千瓦时，完全偏离火电发电成本底线。二是风光大规模投产加剧长协价格下行预期。2026年全国新能源装机持续扩容，市场形成“全年电价持续走低”的一致性预判，售电企业集中签订低价固定中长期合约，忽视夏季用电高峰、燃料价格上涨带来的现货暴涨风险；发电企业为保障机组基础利用小时数、避免设备闲置亏损，只能被动接受低价合约，稳定营收预期被打破。三是中长期对冲机制失效，上下游双向承压。现行规则要求中长期合约覆盖80%-90%用电量，仅10%电量参与现货市场调节，一旦现货价格大幅冲高，极小比例现货交易收益无法弥补低价长协带来的巨额亏损，发电、售电两端同步承压，中长期市场平抑价格波动的“压舱石”功能完全丧失。

综合市场问题来看，各类问题并非单一主体经营问题，而是顶层机制设计多重短板叠加形成的系统性矛盾。

批零市场一体化改革底层逻辑需要目标统一

批发市场与零售市场是不可分割的有机整体，形成“上游价格发现、下游信号落地、全域供需联动”的闭环运行体系，两大市场机制适配、目标统一、信号贯通是化解当前市场问题的前置条件，若零售规则脱离现货市场顶层改革导向，将直接造成价格断层、调节功能失效。

电力现货批发市场核心改革目标

现货市场是整个电力市场体系定价中枢与资源配置核心载体，依托日前、日内、实时滚动出清机制，捕捉分时段供需变化、燃料价格与发电成本波动，还原电力时空价值，承载三大战略功能：一是支撑高比例新能源消纳，依托分时峰谷价差引导市场主体适配风光间歇性出力特征，降低弃风弃光率；二是动态调节全网电力供需，用电高峰、极端天气供需紧张阶段激活全网可调资源、抑制不合理刚性用电，筑牢电网安全保供底线；三是市场化优化电源与调度结构，倒逼高耗能低效机组逐步出清，推动清洁能源提质增效，持续降低全社会综合供电成本，最终实现安全保供、高效运行、绿色转型三重目标协同落地。

零售市场核心定位与常见认知误区

当前行业普遍存在认知偏差，将零售市场窄化为“降低工商业电价、保障售电企业价差收益”的交易载体，简单将购售电业务等同于低价套利，割裂批零内在逻辑，诱发低价内卷、批零倒挂、负荷资源闲置等问题。从新型电力系统长远发展视角，零售市场核心使命并非单纯让利降价，而是完整传导现货分时价格信号，激活海量分散工商业柔性负荷，补齐系统调节资源短板。随着新能源大规模并网，电源侧火电调峰、调频资源挖掘逐步见顶，峰谷负荷差值持续拉大，用户侧可调负荷成为最具潜力的增量调节资源，零售市场正是打通终端负荷与电网调度、批发市场联动的关键纽带。

通畅的批零价格传导机制能够引导用户从被动刚性用电转向市场化柔性用电：风光大发低谷时段，低价信号激励用户提升生产负荷、储能储电，消化过剩清洁能源；用电高峰电价上行，引导企业错峰生产、压降可控负荷，缓解电网供电压力。该双向调节机制具备显著系统降本价值：一方面降低新能源弃电浪费，盘活新能源与电网存量资产，减少火电调峰启停能耗与备用容量投入；另一方面削减系统尖峰负荷，降低为短时峰值配套的电源、电网刚性基建投资，摊薄全社会度电固定成本，形成“消纳提升、峰荷下降、冗余成本减少、投资效率优化”的正向循环。终端用户电价优化、售电行业良性盈利，均是市场高效运转的衍生成果，不能作为零售改革核心目标。

批零协同改革总体优化方向

零售市场规则设计必须全面对标现货市场“保安全、促消纳、降成本、优结构”顶层目标，打通分时价格全链条传导通道，破除市场信息壁垒，充分释放用户侧调节潜力。在此协同框架下，终端用户可依靠主动错峰自主降低用电成本，无需依赖政策硬性让利；售电企业能够摆脱低水平价差内卷，向负荷聚合、需求响应、节能改造、绿电综合服务转型，重塑可持续盈利模式，最终构建源网荷储协同、批零一体化、风险收益匹配的现代化电力市场体系。

过渡期核心制度设计：市场平均购电成本分时加成限价

针对当前零售市场定价无序、套利泛滥、劣币驱逐良币的核心痛点，市场平均购电成本分时加成限价是适配未来2-3年过渡期的关键性制度安排，区别于完全放任自主报价与一刀切行政限价，以批发真实成本为锚、合理加价为边界，系统性重塑零售定价秩序。

机制设立的必要性

传统无约束自主报价模式缺乏统一成本基准，市场定价完全依靠企业主观判断，低谷低价恶性抢单、高峰高价信息套利并存，叠加居间中介层层加价，衍生价格欺诈、批零倒挂、用户权益受损等问题。中小工商业用户缺乏专业市场研判能力，在信息不对称格局下难以甄别报价合理性，合同套路、违规加价频发。建立政府指导、电力交易中心统一核算公示的分时成本加价上限机制，能够搭建标准化、透明化的价格锚点，从制度层面消除信息差套利空间，重构公平透明的零售交易环境。

机制运行核心规则

由政府出台统一零售限价指导规则，明确各时段售电企业购电成本核算口径与合理加价上限；电力交易中心整合全市场中长期合约、现货实时结算数据，逐时逐日核算全市场平均购电基准成本，并面向全社会公开公示。所有售电企业零售报价不得超过“分时平均购电成本+合理加价上限”，终端用户可直观比对企业报价与官方基准价差，快速识别超额加价违规行为；统一标准化核算口径杜绝售电企业拆分电价、虚报成本、隐藏附加费用等违规操作，彻底打破信息壁垒。

机制多元治理价值

一是实现市场主体优胜劣汰，培育专业化售电队伍。“一刀切”压缩行业价差会挤压全部企业生存空间，最终仅留存资金雄厚的国资售电平台，瓦解市场化竞争格局，还会弱化零售对上游发电企业的制衡能力，诱发发电侧合谋抬价，出现“零售限价、批发电价上涨、用户成本不降反升”的改革悖论。分时成本加成限价仅剔除超额投机套利空间，保留负荷预测、风险对冲、用户服务对应的合理盈利空间：具备专业交易、负荷管理能力的优质售电企业，可通过精准风控压低自身购电成本，在合规加价区间稳定盈利，并通过定制化负荷方案帮助用户降本；无风控、无服务能力的套利型中小企业无法覆盖运营成本，自然出清市场，倒逼行业从价差套利型转向专业服务型。

二是挤压居间中介灰色生存空间，净化零售生态。刚性零售价格天花板固定售电企业全部合理利润，无额外空间可供居间商层层抽水、私下加价，斩断灰色渠道盈利基础，居间无序拓客、合同违规操作等问题自然消退，打通用户与交易中心、正规售电企业直接对接渠道，简化交易链条，降低全社会交易成本。

三是精准引导用户柔性调节，助力新能源消纳与系统降本。分时差异化价格上限完整传导现货供需信号：低谷低成本区间激励储能、高耗能企业满负荷生产，提升风光消纳水平；高峰高价区间约束刚性用电，削减系统尖峰负荷，压缩峰谷差，减少电源电网扩容投资、火电调峰损耗，从用户与系统两端同步降低综合供电成本。

机制定位与长期转型路径

该限价机制属于阶段性过渡制度，而非长期固化规则。过渡期设置2至3年，核心目标是快速整治行业低价内卷、居间套利问题，推动劣质售电主体有序出清，培育具备综合服务能力的专业售电企业，理顺批零价格传导链条。待零售市场竞争秩序规范、市场主体专业能力显著提升、批零联动机制稳定运行后，可逐步退出刚性限价规则，平稳过渡至完全市场化自主定价模式，实现行政纠偏向市场自主运行的转型。

中长期交易体系结构性重构

分类合约、标准化交易与长签机制改良

中长期市场作为电力市场“压舱石”，是稳定批发购电成本、对冲现货波动、支撑零售平稳运行的基础，但当前统一化合约、集中年度长签、非标双边交易三大设计缺陷持续扭曲市场定价，需要从合约分类、交易模式、签约周期三个维度系统性改革。

区分保障调节型、风险管理型双层中长期合约

现有统一同质化中长期合约无法同时兼顾电源保供、政府宏观调节、零售风险对冲多重需求，定价逻辑与现货边际成本出清规则错位，引发价格信号紊乱、零售风险管控失效。重构双层合约体系，明确两类合约功能边界、定价模式与适用场景，实现政策兜底与市场风控分离。

保障调节型中长期合约：属于政策性基础合约，承担系统保供、电源成本回收、行业均衡调控职能，采用固定电量、固定全成本定价模式，覆盖发电机组基础利用小时电量，定价包含投资折旧、运维、燃料等全部生产成本。一方面锁定发电企业基础收益，稳定电源投资预期，守住系统容量供给底线；另一方面作为政府柔性调控工具，主管部门可统筹合约电量、价格实现跨主体收益转移，平衡新能源、火电、售电企业收益分化，弥补纯市场化交易逐利性缺陷，兼顾市场效率与行业公平。

风险管理型中长期合约：纯市场化交易工具，无保供与调控职能，完全锚定现货分时价格波动设计灵活交易规则，支持电量动态调整、价差结算。售电企业、工商业用户可根据自身负荷特性择机锁价，对冲现货极端波动、批零倒挂风险，平滑终端用户电价震荡，适配零售分时限价改革需求，为售电企业提供专业化风险对冲工具。

两类合约各司其职、协同发力，从顶层理顺中长期与现货市场定价逻辑，分离政策兜底与市场化风险对冲功能，消解单一合约调控缺失、风控薄弱的制度短板，稳定零售市场电价预期。

改造中长期交易模式，全面推广集中竞价、滚动撮合标准化交易

当前双边协商、定向挂牌等非标场外交易占比偏高，成为零售限价机制失效、市场竞争不公的底层诱因。非标交易让拥有自有发电资源的国资售电企业通过内部置换、私下定向让利锁定低成本电量，形成资源壁垒；无电源背景的民营专业售电企业只能参与公开市场采购，购电成本长期偏高。在零售加价空间刚性受限后，资源禀赋碾压专业能力，优质民营主体持续亏损退出，市场逆向淘汰。同时大量私下非标交易拉低全市场平均购电成本核算基准，造成官方零售限价整体偏低，进一步加剧行业亏损，滋生串通报价、利益输送等合规风险。

改革方向是大幅压缩双边、非标挂牌交易规模，将集中竞价、动态滚动撮合作为中长期核心交易载体。统一平台、统一规则、全网同步出清的标准化交易可以抹平主体资源渠道差异，所有市场主体在同一价格体系公平采购；集中竞价形成公允全网边际电价，消除私下低价套利空间；滚动撮合动态匹配分时电量，贴合现货时空定价逻辑，保障分时平均成本核算真实可信。标准化交易全程线上留痕、全程监管，根除场外暗箱操作空间，降低监管难度；公允批发价格基准顺畅传导至零售端，保障分时成本限价机制落地生效，推动市场竞争从“比拼资源背景”转向比拼负荷预测、风险对冲、综合服务的专业能力。批发交易标准化与零售分时限价互为配套制度，二者同步推进才能构建公平有序的批零一体化市场。

改革年度长签机制，建立政府月度保障性电量分摊调节机制

现有高度集中的年初年度长签模式、刚性年度偏差考核，带来新旧用户竞争不公、售电企业经营受限、发电侧收益受损三重结构性矛盾。年初一次性锁定全年基础电量，存量用户依靠长签对冲现货风险，年中新入市用户、新增负荷无合约兜底，只能被动承受现货大幅波动；现货低价阶段新进用户具备成本优势，高价阶段新进用户独自承担巨额亏损，公平性严重缺失。同时年度合约绑定全年考核目标，售电企业承接新增用户只能通过现货匹配增量电量，高价时段极易亏损，不敢拓展经营；中小售电企业年中退市时大额年度合约无法灵活清算转让，引发大面积考核违约，空置合约涌入现货市场压低电价，打乱发电企业全年发电、燃料采购计划，损害发电主体经营收益与投资意愿。

改革方向是将原有市场化年度长签基础保障电量剥离，转化为政府统筹的保障性补偿调节电量，年初核定机组保底利用小时与年度总补偿电量，摒弃一次性全年签约，将总电量按月度分解、按月清算，全体市场化用户按当月实际负荷动态分摊，场外统一核算不参与竞价交易。该月度分摊机制彻底消除“年初锁价、全年固化”壁垒：新老用户、存续与退市售电企业每月动态匹配保障性基础电量，不存在结构性价差不公；售电企业可灵活拓展增量用户，退市合约按月分摊清算，无积压违约风险；发电企业每月获得稳定基础发电量，规避合约空置带来的经营亏损，稳定电源保供预期，实现政策性兜底电量与市场化交易电量分离互补，全面提升零售市场经营灵活性与公平性。

净化价格信号与强化批发市场双向监管

批发价格真实公允是零售市场稳定运行的前提，当前现货分时电价被多重场外机制扭曲、中长期市场违规交易频发，需要同步净化分时价格信号、强化现货与中长期双向市场监管。

破除机制性价格失真，还原现货分时价格基准功能

当前新能源保障性电量补偿、火电中长期大额持仓套利、火电容量补偿多重场外机制叠加，严重扭曲现货峰谷价差，弱化价格信号调节功能。一是新能源按实发补偿机制驱动机组低价、零价甚至负价申报，只为抢占发电额度套取场外补偿，大量低价电量拉低低谷电价，抹平峰谷价差；二是火电企业依靠中长期合约套利与容量补偿双重兜底，高峰时段缺乏抬价弥补边际成本的动力，高峰电价涨幅不足，分时差异化特征持续弱化。

价格信号失真衍生连锁负面问题：峰谷价差不足削弱用户错峰用电经济性，负荷调节资源难以激活；各类场外补偿费用持续高企，形成“低价电价 + 高额补贴”畸形格局，电能量市场丧失定价主导权，中长期、零售、辅助服务定价均失去可靠基准，市场化资源配置功能失效。优化路径需要统筹调整新能源补偿、火电容量补偿、中长期持仓规则，逐步剥离不必要的场外隐性收益干预，减少政策机制对现货报价的人为扰动，还原现货电价反映时空供需、电力稀缺价值的底层逻辑，重塑分时电价市场基准地位，为零售分时限价、需求响应市场化提供真实价格支撑。

现货与中长期市场双向常态化监管，稳定批发购电成本

电力批发市场由现货、中长期市场协同构成，双向同步监管才能杜绝价格失真、守住批发成本合理底线。

现货市场聚焦市场力精准监管：现货是价格发现核心，但用户侧负荷刚性、供需结构失衡，价格高度依赖发电企业申报行为，恶意抬价、串通报价、规避限价、不合理报量等行为极易造成短时电价异动。需要建立常态化报价核查、异常价格识别、快速违规处置体系，严格执行现货峰谷报价、出清限价制度，结合新能源可变成本、用户承受能力动态校准价格区间，严厉打击扰乱现货秩序行为，保障短时批发成本贴合真实供需与发电成本。

中长期市场实施全流程闭环监管：中长期市场存在虚假交易、串谋定价、异常挂单等违规行为，造成中长期成交价偏离供需基本面，合约与现货市场价差异常，批零价格传导紊乱。构建交易动态监测机制，覆盖报价、电量申报、合约签订全环节，实现风险提前预警；建立异常交易纠偏干预机制，对偏离合理区间的成交结果核查整改；严格管控中长期电量占比，优化交易周期频次，保障中长期市场稳定预期、对冲风险的核心作用落地。

只有同步强化现货刚性监管、压实中长期交易约束，规范全市场主体交易行为，及时纠偏失真交易价格，才能打通批发价格合理形成全链条，保障批发购电成本稳定可控，为零售市场规范化重构筑牢上游制度保障。

2026年电力零售市场暴露的一系列问题，并非市场化改革本身存在缺陷，而是现货常态化运行后，零售配套定价、中长期交易、批零协同、市场监管等顶层机制未能同步迭代，多重制度短板叠加形成的系统性矛盾。电力零售市场重构改革是一套完整协同的制度体系：以批零市场改革目标统一为底层逻辑，以分时市场平均成本加成限价作为过渡期核心定价规则，同步推进中长期合约分层设计、交易模式标准化、年度长签月度分摊改良，配套净化现货分时价格信号、强化批发全市场双向监管，多维度协同发力。整套改革方案兼顾电力系统安全保供、新能源低碳消纳、批发价格公允稳定、零售市场公平竞争、终端用户成本可控多重目标，能够有效化解当前批零倒挂、居间套利、主体退市、负荷资源闲置等市场痛点，推动电力零售市场从低价套利、资源竞争的粗放模式，转向专业服务、风险管控、源荷协同的高质量发展新阶段，持续支撑全国统一电力市场体系与新型电力系统建设落地。