市场新规之下 售电公司盈利模式转变

前言

进入12月份，各省纷纷出台2026年电力市场交易安排，26年年度长协商战如火如荼，各路视频公众号上“只要你有资源，售电中介就能干”的宣传也铺天盖地。

中长期交易的政策趋势

从政策面上看，2026年电力市场不少新规细则，本质上是在“打补丁”，规范售电公司的操作行为。

比如前几周影响很大的，后来“取消取消分时电价”的四川电力市场规则V4.0版，里面就以规定的方式，不准售电公司做一些事情：

当然更重要的是对售电公司的中长期交易仓位比例限制，绝大多数省份要求售电公司年度合约电量不低于70%。

像辽宁省2026年交易方案（征求意见稿）要求：发用双方年度交易合约电量原则上不低于实际发用电量的 80%，全年中长期交易合约签约电量原则上不低于实际发用电量的 90%。

还有其他很多的政策补丁也在纷纷出台，比如限制批零价差、设置最低长线签约价、联动价格电量比例要求、零售用户价格披露、机制电量的价格传递、售电公司超额利润的回收再分配机制等等。

本质上就是通过市场竞争+利润约束+行为监管等多重手段，严格限制售电公司在中长期交易领域的利润率。

因为从监管层来看，售电公司在长协交易中，所起到的作用是“交易中介”，所以政策给售电公司的利润，定位于合理的中介服务费。

从已有的市场竞争局面来看，长协售电的利润率可能在0.5%~2%左右，参考房产中介的服务费，基本上在3%以下。

中长期交易的盈利逻辑

电力市场交易的本质是任一时段的电力电量平衡机制，所以数学本质就是对以年为尺度的预测需求曲线，用傅里叶变换去分解为长周期曲线（即中长期交易）和短周期曲线（即短期交易）。

如果我们把德国电力市场的年度交易曲线分解，会发现以月为周期波动的频谱占据了80%以上功率（图片为示意图，仅供参考）。

这也是为什么中长期合约占据电力交易大头的主要原因，无论是成熟市场自发形成的合同约束，还是中国电力市场目前的交易规则强制约束，这本质上是电力预测需求的波动性本质决定的。

中长期交易包括年度、季度、月度等电力合同，通常通过集中交易或双边协商达成。它有几个典型特征：

1、长周期：合同期较长，条款相对稳定；

2、清晰的交易规则：比如电量、电价、偏差责任、结算方式等事先约定清楚；

3、金融属性明显：本质上是在锁定未来一段时间的价格与电量，管理风险、分配收益。

对售电公司来说，中长期交易的作用远不止“赚一点中介费”这么简单，更核心的是三方案：

1、风险管理：中长期交易占据绝大多数电量，相对锁定交易价格，减少市场和交易的风险。

2、客户资源维系：通过与园区、工商业用户签订年度中长期合同，提供价格确定性和服务保障，从而提升客户粘性。

3、交易基础：中长期合约构成了售电公司的“基荷电量”，短期市场上的买卖和优化，基本都围绕这个基荷进行微调与修正。

所以售电公司在盈利模式上，中长期交易呈现出一种越来越明显的特征：“薄利价差+服务费”的中介属性。

一方面，用户价格越来越透明，价差空间被压缩；另一方面，监管部门对不合理收费和代理模式也越来越规范。

中长期交易更多承担的是“稳定器”和“基础盘”的角色，而非高利润来源，本质上就是中介服务费+薄利多销的业务模型。

短期/现货交易的盈利逻辑

与中长期交易形成鲜明对比的，是正在加速推进的短期/现货市场：包括日前、日内、实时等时间尺度的交易。

这一部分业务的核心特征是：

1、强物理属性：与电力系统的物理运行紧密挂钩，更凸显电力交易的物理特征，并且要求在5-15分钟现货尺度上物理履约；

2、高波动性：价格高度波动，时段之间差异巨大，且在现货市场中波动率巨大，可能一阵雷雨云就会引发电网潮流较大变化，并导致现货价格在下一个15分钟的剧烈波动；

3、强调控要求：在日及以下的交易频谱中，严重依赖负荷预测、价格预测和资源调度能力。

对售电公司来说，短期/现货交易至少有三重意义：

1、减少损失：用来修正中长期合约偏差，使购电与售电的实际曲线尽量匹配，减少偏差考核和罚款。

2、增加边际利润：在风险可控的前提下，利用价格波动进行各种套利，这个套利可以是多品种、多仓位、多空仓位、场内场外联合，通过优化购电与售电时序、曲线，获取额外价差收益。

3、能力检验场：短期交易高度考验企业的预测能力、系统能力、风控能力、综合资源调度能力，也是未来拉开同行差距的关键战场。

但必须强调的是：短期/现货交易不仅是“利润来源”，同时也是风险的放大器。预测失误、策略错误或系统缺陷，在短时间内就可能演化为大的亏损，对企业资金和信用形成压力。

所以在短期/现货交易中，售电公司起到的作用不是中介代理，而是实打实的操盘手，这20%左右的实盘电量，将是决定未来售电公司生死的关键。

无论是负荷预测控制，还是源网荷储一体化，抑或是虚拟电厂，本质上都是在实盘现货电量中，售电公司的操盘能力而已。

和一些售电公司的朋友交流，他们也承认：

虚拟电厂本质上就是对售电公司交易和调控能力的考验。

个人观点：目前绝大多数售电公司并不具备短期交易的实际操盘能力，或者说得更精确一点，以目前售电公司的资源，并不能很好的应对未来短期交易的风险。

因为过去10年中国电力市场以中长期交易的市场化为主导，加上早期市场政策不成熟，激励售电公司建立起较为强大的客户渠道营销能力，已经到了“微商化的人人皆可售电”，而真正的售电交易和管控能力还需要进一步在现货中积累。

总结：售电的盈利模式正变为“双轮驱动”

如果把视角拉长一点，不难发现：售电业务的盈利模式正从过去的“单一价差”向“多元组合”转变。

1、“价差为王”模式的边界已越来越明显

在电改初期，售电公司数量有限，市场机制还不成熟，信息不对称普遍存在，很多售电公司确实可以通过：搭建“电力代理”渠道，低买高卖式获得相对可观的价差收益，甚至利用规则的不合理赚取超额利润。

但随着时间推移，这种模式面临着多方面的挑战：一是客户收到的信息逐渐透明，信息差不再；二是新进入的售电公司不断增多，竞争愈发激烈；三是大多数国有发电企业面临合规性约束，对售电渠道的各种费用支出要求越来透明化；四是监管对不合理价差和收费行为的约束逐步强化。

简单依靠“低买高卖”赚差价，已经很难支撑一家售电公司长期发展。

2. “中长期稳定+短期放大”的双轮结构正在形成

当前更符合现实的，是一种“双轮驱动”的盈利结构：

中长期交易：主要负责提供基础利润和现金流稳定，承担风险管理和客户维护功能，收益稳定但空间有限。

短期/现货交易：在中长期合约基础上，进行电量平衡和边际优化，在风险可控的前提下争取超额收益。

做得好，可以显著提高单位电量利润；做不好，则可能放大利润亏损，甚至影响企业生存。

因此，可以这样概括售电公司的盈利结构演进：从过去单一依赖“价差”，正转向“基础价差+服务费+短期优化收益”的多元结构。

这个变化背后，隐含着一个更深层的要求：售电公司必须从“会谈合同价”升级为“会做组合策略、会做动态优化调控”。

2026年可能是售电公司大浪淘沙的一年。