转自：中国电力新闻网
2025年10月21日，广东省能源局、国家能源局南方监管局《广东电力市场常态化开展年度交易实施方案》（以下简称《方案》）和广东电力交易中心《关于广东电力市场2026年交易关键机制和参数的通知》（以下简称《通知》）发布。3天后，2026年广东电力零售交易在国内率先启动，较上年提前近1个月。
新一年的交易机制推出了价格风险较低的“批发均价+浮动费用”标准平价套餐，将“固定价格+联动价格”套餐模式中联动现货价格的电量比例要求调整至8%—15%，超额电费共担条款中用户平段电价超过批发均价的额度上限也有所降低。
售电人员对《南方能源观察》（以下简称“eo”）表示，上述机制调整有利于吸引更大规模用户直接进入市场交易，也有利于降低购售双方的市场风险。由于广东市场价格持续走低，目前用户普遍处于观望状态，市场签约热度不高。
2025年以来，多地提出零售封顶价格、售电公司超额收益分享等机制。售电人员认为，在市场未成熟阶段，零售价格管理机制有必要性存在，但从长远看，市场规则应该允许各主体充分竞争，购售双方在享受市场红利的同时也须承担相应的合同价格风险。
推出低风险套餐，调整现货联动比例
根据《方案》，原则上每年二季度择时开放批发市场年度交易，四季度结合最新市场安排及要求更新市场边界及参数，重新设置交易上限、交易品种等，按日开展批发市场年度交易。在零售市场常态化开市方面，原则上每年二季度起同步开放零售市场签约，售电公司与零售用户可在广东电力市场零售平台开展后续年份零售市场交易。
2026年广东零售交易在延续上年机制的基础上丰富调整。电能量零售交易推出了新的“批发均价+浮动费用”的标准平价套餐，售电公司和用户自行商定浮动费用，浮动范围为0—5元/兆瓦时，批发均价为当月批发市场售电公司及批发大用户的电能量度电支出。
“固定价格+联动价格”零售套餐模式继续执行，固定价格上下限保持372元/兆瓦时和554元/兆瓦时不变，固定价格部分仍可签订0—50元/兆瓦时的煤电价格联动条款，并继续执行市场联动价格比例不少于10%、不多于30%实际用电量比例的要求。有变化的是，联动现货价格的电量比例要求由不超过20%调整为不少于8%、不大于15%，原0—15元/兆瓦时的浮动费用可选项也被取消。
保护售电公司和用户的市场风控条款得到保留，超额电费共担条款的触发限额由+30%和-20%调整为+15%和-20%，即当结算月用户的平段电量结算价较当月批发均价超过15%时，超过部分由售电公司承担，用户平段单价按照结算月批发均价的115%计算，且用户可以选择单方解除合同；当低于20%时，低于部分由售电公司享有，用户平段单价按照结算月批发均价的80%计算。
价格下探，用户观望
此次新增的标准平价套餐适合市场用户“入门”，为用户提供一个规避市场风险的选择。华电广东能源销售有限公司大区销售经理谢鹏表示：“售电公司和用户的价格预期存在一定偏差，以全市场售电公司的批发成本为‘锚点’的签约价格不会存在太大的偏差，对买卖双方来说都是相对合理的。”他提到，此前未直接入市的中小用户可以通过该套餐“试水”，在对市场运作更加了解、形成一定的价格判断能力后再签订竞价配置套餐。
电力市场常态化开展，除了能方便用户签订、调整后续月份的零售合约，也能降低售电公司的市场风险。此前，部分售电公司反馈，广东批发市场年度交易启动晚于零售市场，售电公司和用户签订零售合同电量时没有批发电量支撑，“心里发虚”，风险无法控制。谢鹏说：“批发市场常态化开展后，售电公司可以先买部分批发电量，既对零售合同价格形成一定的风向标，也有批发电量保底。现货价格是重要的供需价格信号，连续开市也可以实现批发零售价格更有效的传导。”
市场风控条款除了调整超额电费共担条款的限额外，还将条款触发后的执行方式由此前的超额电费共担和单方解约二选一合并为一项，且售电公司不可单方面解约，进一步增强了对用户的保护。有售电人员提到，往年，居间商赚取了较大的价差利润，条款的修订也能对居间商产业链产生一定约束。
与2025年零售交易相比，2026年广东政策发布和交易启动提前了近1个月。实际上，多地年度交易方案、交易规则出台晚导致零售交易启动晚、合同签订时间集中是零售商普遍头疼的问题。
不过，多位售电人员反馈，虽然广东2026年零售交易启动早，但当前市场“还不热”，客户普遍处于观望状态。“广东用户对市场行情已经形成一定预判，认为提前签约可能不太有利，倾向于继续观望市场价格走势。”谢鹏认为。
多位售电人员对eo表示，市场竞争激烈、成交价格走低是用户观望的重要原因。《广东电力市场2025年半年报告》显示，2025年1—6月，广东零售交易电量为2073.1亿千瓦时，参与交易的售电公司和用户为350家和84514户，较上年同期增加142家和超3万户，零售用户电能量电费结算均价为436.9厘/千瓦时，较上年同期下降54.3厘/千瓦时。
eo了解到，近两年，市场供大于需，售电公司数量增加，广东售电市场总体处于卖方市场。自2026年零售交易启动以来，零售合同报价不断下探。
营造健康有序的市场环境是售电行业的普遍呼吁。广东鹏峰售电有限公司副总经理刘鹏说：“售电公司要有‘底线思维’，理性签约，认识到未来批发价格的不确定性和现货交易的波动风险。一味地卷价格只会无限放大风险，让售电公司下一年处于高风险的漩涡之中。”
零售价格监管成趋势
2025年9月2日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》（发改能源〔2025〕1171号），提出打造规范透明的零售市场，加强批发与零售市场价格传导，促进批零价格传导。2025年以来，多地出台了零售封顶价格、售电公司超额收益分享的机制，引发业界对市场价格管理的讨论。
对广东执行的市场风控条款，刘鹏认为，下调用户平段电价较批发均价的浮动上限，有利于电力市场健康稳定发展。“售电市场需要逐步规范居间商市场，否则电改红利无法有效传导至终端工商业用户，导致电改推进过程中动作变形。售电公司需根据政策及时调整策略，通过规模效应和专业交易能力，逐步建立自己的护城河，提升行业竞争力。”
2025年10月11日，福建电力交易中心发布《福建电力市场零售交易实施细则（试行）》，对所有合同套餐设置封顶价格条款，当套餐电价超过封顶价格时，按封顶价格结算。
2025年7月以来，陕西、江西正式发文，四川、安徽、北京发布征求意见稿，提出实施超额收益分享机制。其中，北京于10月31日发布《北京市2026年电力市场化交易方案（征求意见稿）》提出，为抵御市场风险，促进批零价格传导，售电公司月度批零价差超过2025年度市场平均批零价差1.5倍的部分，按售电公司与用户协商确定的比例分享，且分享比例应大幅向用户倾斜。
四川8月29日发布的《四川电力市场结算细则（征求意见稿）》提出，2026年考虑设置批零收益分享机制。用户与售电公司自主协商批零价差回收基准及分成比例，未约定的，默认以7元/兆瓦时为基准，对超额收益5：5分成。四川7月曾发布一版电力市场结算实施细则征求意见稿，提出初期考虑对各售电公司年度累计批零价差超出批零价差基准的部分进行超额收益回收，价差基准暂定为5元/兆瓦时，省级政府价格主管部门可视情况调整。
谢鹏认为，不同主体对市场的认识、观念的转变需要一个过程。在市场运行初期，价格管理规则的设置有一定的必要性，现阶段市场倾向于保护用户也可以理解和接受。“但长期来看，一个成熟的市场需要让市场主体充分博弈、市场预期充分释放，且合同签订是双向选择的行为，购售双方都需要承担潜在的合同价格风险。”他也提到，部分地方政府设置较为严苛的价格管理条款，和当地发电侧、售电侧甚至用户侧集中度较高、市场交易不活跃有一定关系。（洪嘉琳）