深度 | 电力零售市场的定位与深化路径

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电力批发市场与零售市场是电力市场体系的两大核心支柱，二者相互依存、协同发展。批发交易形成的价格信号通过零售环节传导至终端用户，而用户侧的负荷响应又会通过售电公司反馈至批发市场，催生新的交易需求。随着电力现货市场在全国范围内加速推进，零售市场在价格传导与资源优化配置中的作用愈发突出，是价格风险化解终端、需求响应传导枢纽、绿色价值实现平台、分布式资源聚合载体。

我国电力批发市场建设有序推进，规则体系基本形成。截至2025年底，我国电力市场已形成“1+3+3”的标准化规则框架，为全国统一电力市场的顺畅运作提供了系统支撑。中长期交易全面推行“年度+月度+多日”分段交易机制，跨省区交易占比已超过35%。现货市场分区域构建“日前+日内+实时”三级市场体系，成为电力系统短期资源调配与价格发现的核心平台。辅助服务市场建立“容量市场+调频/备用等有偿服务”分层分类体系，截至2025年底，全国辅助服务市场化交易规模突破800亿元。现货市场稳步推进，2025年底前需基本实现电力现货市场全国覆盖，并全面开展连续结算运行。

尽管电力批发市场建设取得显著进展，但零售端改革相对滞后，已成为制约市场协同发展的突出短板。价格传导机制不畅，用户市场准入与选择权受限，零售产品创新薄弱，配套支撑体系滞后，制约市场协同发展。

为破解零售市场与批发市场脱节问题，推动电力市场整体协同发展，需从多方面深化改革，构建高效协同的零售市场体系：建立价格传导，推动零售套餐与现货市场联动；全面放开用户自主选择权，消除市场准入与区域壁垒；打造零售产品创新实验区，助力服务多样化；夯实零售市场基础设施，建立高效、可溯源的支撑体系；构建穿透式监管体系，强化风险防控与市场透明度。

电力批发市场与零售市场是电力市场体系的两大核心支柱，二者相互依存、协同发展。其中，电力批发交易是发电企业、大型售电公司、电力大用户等市场主体通过市场化方式开展的电力交易活动；电力零售交易则是售电公司与终端用户之间的电力交易行为，是面向用户（尤其是工商业用户）提供个性化购电协议及增值服务的最终环节。批发交易形成的价格信号通过零售环节传导至终端用户，而用户侧的负荷响应又会通过售电公司反馈至批发市场，催生新的交易需求。二者的互动关系可梳理为：

批发市场（大宗电量+价格基准）→零售市场（个性化匹配+风险分担）→终端用户（用电响应+套餐选择）；

用户负荷数据+价格响应→售电公司策略调整→批发市场竞标行为变化→形成新一轮价格信号循环。

电力零售市场的功能定位

随着电力现货市场（涵盖日前、日内、实时市场）在全国范围内加速推进，零售市场在价格传导与资源优化配置中的作用愈发突出，其定位主要体现在以下四个方面：

价格风险化解终端。售电公司主动承担批发端的价格波动风险，通过设计固定价、浮动价组合等多样化产品，为用户提供可预期的电费结构，保障用户用电成本稳定。

需求响应传导枢纽。零售市场将现货分时价格信号（高峰时段高价、低谷时段低价）精准传导至用户侧，有效引导用户错峰用电，并推动可中断负荷参与电力系统调节。

绿色价值实现平台。用户可通过零售市场自主选择绿电套餐，这一过程不仅满足了用户的绿色用电需求，更有助于推动可再生能源消纳与绿证交易的有序开展。

分布式资源聚合载体。赋能售电公司整合用户侧储能、分布式光伏、虚拟电厂（VPP）等灵活电力资源，参与批发市场竞标，提升电力系统的整体灵活性与效率。

电力批发市场建设有序推进

规则体系基本形成

我国先后于2016年、2020年、2024年制定并修订《电力中长期交易基本规则》，为电力中长期市场的规范发展与平稳运行奠定了坚实基础。2023年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》，推动电力现货市场稳妥有序实现全国覆盖。2024年，修订印发的《电力市场运行基本规则》，确立了全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”，成为后续一系列电力市场基本规则制修订的基础性规则依据。此后，各类配套规则陆续发布实施。截至2025年底，我国电力市场已形成“1+3+3”的标准化规则框架，为全国统一电力市场的顺畅运作提供了系统支撑。

其中，主干规则体系包括以下三方面。

中长期交易规则：全面推行“年度+月度+多日”分段交易机制，构建“基础电量锁定+市场化电量灵活调整”的交易框架。其中，年度交易以保障电力供应稳定性为核心；月度交易侧重适配供需月度波动；多日交易则为现货市场提供补充调节。目前，跨省区交易占比已超过35%，主要通过“点对点直接交易+集中撮合交易+合同转让交易”等多元模式，实现跨区域优化配置。价格形成机制采用“基准价+上下浮动”与市场化协商定价并行，其中燃煤发电市场化交易价格浮动幅度遵循国家统一政策，其他电源浮动幅度根据各省资源禀赋动态调整。同时，建立中长期合同与现货市场的衔接机制，明确合同电量按日分解规则，偏差电量通过现货市场结算，有效对冲价格波动风险，为市场主体提供稳定的预期。

现货交易规则：分区域构建“日前+日内+实时”三级市场体系。其中，日前市场以日报价为基准，形成次日分时段出清电量与价格；日内市场支持交易日内多次滚动出清，适应新能源出力波动与负荷预测更新；实时市场则最终实现发用电的瞬时平衡与偏差调节。现货市场采用节点边际电价或区域统一边际电价机制，清晰传导阻塞成本与供需形势，成为电力系统短期资源调配与价格发现的核心平台。

辅助服务规则：建立“容量市场+调频/备用等有偿服务”分层分类体系，形成“电能量市场为主、辅助服务市场为辅”的协同机制。容量市场聚焦火电、抽水蓄能电站、可调节新能源电站等提供可靠容量支撑的电源，通过年度竞价确定容量补偿费用，保障电力系统长期供电能力；调频、备用等服务采用“日前申报+实时调用+事后结算”模式，另外引入新能源虚拟电厂（VPP）、用户侧储能等灵活资源参与。辅助服务费用分摊规则明确，按“谁受益、谁承担”原则，由工商业用户、售电公司及其他购电主体按用电量比例分摊，新能源电站自身参与辅助服务的收益，计入其上网总收入，保障市场公平性。截至2025年底，全国辅助服务市场化交易规模突破800亿元，火电调频服务占比降至70%，新能源及用户侧资源参与占比提升至30%，电力系统灵活调节能力显著增强。

电力市场支撑规则体系见表1。

我国地域辽阔，各地资源禀赋与电力供需结构存在差异。在国家统一规则框架下，各省（市、区）结合自身实际情况，制定出台了针对性的地方实施规则。例如，山西以煤炭资源为主，电力结构呈现“火电为基、新能源快速扩容”特征，其现货市场采用“日前+实时”模式，以适配本地电力系统调节需求；四川以水电资源为核心，丰枯水期电力供需差异显著，且快速启停电源占比较高，据此设计了“日内+实时”的现货市场模式，保障水电资源的高效利用与电力系统平稳运行。

现货市场稳步推进

截至2025年8月，全国已有12个地区实现电力现货市场正式运行或连续结算运行。其中，山西、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江6个地区进入正式运行阶段；陕西、安徽、河北南网、辽宁、黑龙江及南方区域6个地区开展连续结算运行。按照《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）要求，2025年底前需基本实现电力现货市场全国覆盖，并全面开展连续结算运行。

省间电力现货交易，是在落实省际或区域间中长期实物交易的基础上，依托省间通道剩余输电能力开展的省际或区域间日前、日内电能量实物交易。该交易以优先保障省内电力供需平衡为前提，聚焦富余电量市场化配置，核心目标是促进清洁能源更大范围消纳，提升跨省跨区电力系统的稳定性与灵活调节能力。

零售市场与批发市场存在脱节

尽管电力批发市场建设取得显著进展，但零售端改革相对滞后，已成为制约市场协同发展的突出短板，主要存在以下四方面问题：

价格传导机制不畅。批发市场现货价格波动幅度可达300%以上，但超过75%的零售用户仍采用年度固定价模式，售电公司需独自承担巨额的电量电价偏差风险。以2022年广东电力现货市场高价时段为例，有10余家售电公司因零售价未能与现货价格联动，陷入严重亏损乃至破产境地。2025年，广东现货市场价格整体呈现下行趋势，数据显示，2025年上半年，广东350家售电公司中334家实现盈利，获利面达95.4%，较2022年的大面积亏损形成鲜明对比。售电公司平均度电获利1.7分/千瓦时，较2024年同期提升14.9%。其中独立售电公司表现尤为突出，度电收益高达3.22分。

用户市场准入与选择权受限。一方面，部分地区设置了准入电量门槛，例如浙江要求用户年用电量达到100万千瓦时以上方可进入零售市场，导致中小用户市场覆盖率不足40%；另一方面，用户跨省自主选择售电公司的权利受到地方政策限制，如部分地区存在的售电公司属地牌照壁垒，阻碍了市场竞争的充分开展。

零售产品创新薄弱。当前零售市场产品种类单一、创新性不足，难以适配多样化的用户需求与现货市场变化，具体情况如表2所示。

配套支撑体系滞后。计量方面，智能电表覆盖率仅为65%，分时计量能力不足，无法精准捕捉用户用电数据，影响价格传导与结算准确性；结算方面，跨省零售结算需经过交易中心、省网公司、地市公司三级机构流转，结算差错率高达1.5%，效率低下且风险较高；信用管理方面，存在明显真空，零售商违约成本偏低，市场信用风险凸显，例如2023年山西就发生了16起电量套利违约事件。

构建高效协同零售市场体系

为破解零售市场与批发市场脱节问题，推动电力市场整体协同发展，需从以下五方面深化改革，构建高效协同的零售市场体系：

建立价格传导，推动零售套餐与现货市场联动。明确要求售电公司将现货指数化浮动套餐作为基础产品类型，其市场占比需不低于40%；建立零售电价峰谷系数库，根据省级现货价格曲线动态调整峰谷系数，实现零售价格与批发市场价格的精准联动。

全面放开用户自主选择权，消除市场准入与区域壁垒。加快取消零售市场准入电量门槛，尽早实现工商业用户市场选择权全覆盖；推行零售市场跨省跨区通行证制度，打破区域行政壁垒，保障用户可跨省跨区自主选择售电公司，充分激发市场竞争活力。

打造零售产品创新实验区，助力服务多样化。鼓励售电公司围绕用户需求与市场变化，丰富产品体系，推动产品创新。其中，基础产品包括固定价套餐、分时电价套餐、现货联动指数套餐；创新型产品涵盖负荷保证型套餐、绿证绑定套餐、需求响应增值包等，以满足不同用户的个性化、多元化用电需求。

夯实零售市场基础设施，建立高效、可溯源的支撑体系。聚焦计量、结算、溯源等关键环节，加快推进基础设施建设，明确建设目标与时间节点，具体如表3所示。

构建穿透式监管体系，强化风险防控与市场透明度。建立售电公司资本金与风险准备金动态监控机制，明确预警线不低于月均交易额的20%，防范售电公司经营风险；推行用户端价格监测平台，实现零售套餐价格与批发市场价格的透明度比对，保障用户知情权与合法权益。2024年3月，广东省率先实施“零售套餐价格穿透公示”机制，明确要求售电公司向公众披露零售电价与现货市场月度均价之间的联动公式与浮动结构。该举措显著提升了电费构成的透明度，使用户能够清晰理解电价波动来源，从而做出更为理性的购电决策，也为全国范围内构建更加公开、规范的零售市场监管体系提供了重要实践范本。

当电力批发市场作为资源配置的“主动脉”已基本畅通，零售市场犹如遍布终端用户的“毛细血管”，其通畅程度直接决定着电力资源精细化配置的效率与价格机制落地效果。必须通过放开用户选择权、激发零售市场创新、夯实计量基础设施、实施动态风险监管这四个方面系统推进、协同发力，方能把批发侧的高效竞价切实转化为用户侧“用得起、可选择、能响应”的真实获得感。这既是构建新型电力系统的内在逻辑，也是电力市场化改革迈向纵深、行稳致远的必然答卷。