告别“价差暴利”时代！多地发文规范售电公司批零价差

近年来，我国电力市场化改革持续推进，从发电侧到用户侧的市场化链条逐步贯通。售电公司作为改革进程中的新生力量，是连接发电侧和用户侧的桥梁，有效地激活了市场活力。

然而，随着市场化程度的提高，一个固有的结构性矛盾也逐渐凸显：部分售电公司通过赚取过高的批零价差获取超额利润，导致发电侧的降价红利未能有效传导至终端用户，引起监管部门的关注。

（来源：北极星电力市场网 作者：姜江）

今年以来，以陕西、安徽、四川、山东、新疆为代表的多个省区相继出台针对售电公司批零价差管理的细化政策，尤其是近日，两部门印发《电力现货连续运行地区市场建设指引》（以下简称“1171号文”)，更是明确提出了加强批发与零售市场价格传导。旨在建立健全价差管理机制和超额收益分享机制，以确保批发市场降价带来的收益能够真正惠及终端用户。

批零价差的现象与成因

电力市场化改革的根本目标在于通过竞争实现资源配置的优化，最终为用户提供更经济、更高效的用能服务。在此过程中，售电公司被赋予了重要的时代使命：通过精准预测、风险管理和合同设计，连接批发市场与零售市场，实现“削峰填谷”，提升系统效率。

然而，在实际运行中，部分售电公司在激烈的市场竞争中，并未将精力更多地投入到风险对冲、技术创新或增值服务上，而是依赖于单一的“批零价差”模式。

究其原因，一方面是市场机制尚不完善，信息不对称、信用体系不健全等问题，给一部分售电公司增添了套利空间；另一方面，部分用户对市场交易规则理解不深，缺乏议价能力，使得售电公司在谈判中处于强势地位。这种模式导致了市场价格传导机制“失灵”，当发电侧因煤炭价格下降或新能源大发而出现降价时，售电公司并未足额将红利传导给终端用户，而是截留了“市场红利”的价差作为利润。

目前已有陕西、新疆两地披露当地售电公司的批零价差状况，数据非常直观地揭示了部分售电公司的盈利情况。

以陕西披露的最新零售市场批零价格传导相关信息为例，2025年7月，零售交易结算电量总计97.82亿千瓦时，参与零售交易的售电公司137家、电力用户11868家。零售市场整体批发－零售价差为0.0338元/kWh。批发－零售结算价差高于0.1元/kWh的售电公司15家，批发－零售结算价差0.05-0.1元/kWh的售电公司53家，批发－零售结算价差0.02-0.05元/kWh的售电公司41家。（相关阅读）

陕西和新疆披露的价差数据，如同投向平静湖面的一颗石子，随之而来的是多省份相继出台的细化管理政策，旨在构建一个更加公平、透明和可持续的市场生态。

多地批零价差政策对比

从各地区最新发布的批零价差监管政策来看，各地对售电公司批零价差的管控措施存在一定差异但也包含一些共同点。

8月1日，陕西省发改委发布《关于进一步做好8-12月电力市场分时交易结算有关工作的通知》（相关阅读），明确提出建立零售市场超额收益分享机制。

相较于征求意见稿，正式文件上调了价差阈值，对于各售电公司月度平均度电批零差价高于0.015元/千瓦时的部分进行零售市场超额收益分享，超出部分的零售收益由售电公司与其服务的零售用户按2:8比例分享。

之后安徽省能源局于9月1日发布了《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》（相关阅读），该文件提出，对售电公司批零结算价差高于0.008元/千瓦时的部分，按照2:8的比例与电力用户分享。这一文件与陕西模式类似，但触发门槛更低，分享比例相同。

9月4日，四川省发改委发布《四川电力市场结算细则（征求意见稿）》（相关阅读），文件创新之处在于提出了自主协商批零价差或者默认回收基准及分成比例相结合的方案。当零售用户未与售电公司自主约定批零价差分成比例时，默认以7元/兆瓦时作为批零价差控制基准，并对售电公司超额收益实行五五分成。

与其他省份不同，国家能源局山东监管办公室于7月29日发布了《山东电力市场规则（试行）（征求意见稿）》（相关阅读），虽然未直接建立收益分享机制，但采取了一系列措施规范售电侧市场。文件明确，现阶段在全部类型零售套餐中设置可由零售用户选择执行的零售套餐封顶价格机制，作为零售套餐参数及结算依据。

此外，有多个市场主体向北极星电力市场网反映，新疆也发布了限制批零价差的征求意见稿。《新疆维吾尔自治区电力现货市场试运行工作指引4.0版（征求意见稿）》提出，现货市场未全月结算或全月结算期间，针对售电公司月度平均度电收益超过10元/兆瓦时的部分，由售电公司与其代理的零售用户按照2:8比例进行分享，其中售电公司分享20%、零售用户分享80%，如仍有剩余，纳入次月市场结构平衡费用。后续有市场主体反映，正式文件已删除此条限制。

除此之外，市场主体也提到了江西非正式文件中也有设置批零价差规定，但目前也尚未有文件正式出台。

多地接连发文体现了监管部门对市场发展阶段的洞察，其不再是简单的放开与自由竞争，而是更加注重“有效监管”下的“有序竞争”，旨在防止市场失灵，确保改革成果的公平分配。

新政对市场的影响与挑战

1171号文的下发，标志着国家层面明确将打造规范透明的零售市场。文件提出，完善零售市场套餐模板，鼓励售电公司和零售用户灵活配置零售套餐、签订分时合约，促进批零价格传导、挖掘用户侧调节潜力。

对于“信息不对称”的问题，文件也提出了提升零售市场透明度。市场运营机构应定期发布批发市场均价、零售市场均价等信息，破除零售市场信息壁垒。鼓励市场运营机构提供市场信息推送、用电账单分析等服务，促进零售市场信息向用户充分传导。

价差管理新政对市场的影响是深远而复杂的，它既是挑战，也蕴含着机遇。

对售电公司来说，首先，盈利模式的根本性挑战。传统的“吃价差”模式将难以为继。新政的实施将直接压缩售电公司的利润空间，迫使售电公司必须重新审视和构建盈利模式。那些单纯依靠信息不对称和价格套利的售电公司，将面临巨大的生存压力，甚至可能被市场淘汰。

其次，运营能力与风险管理要求提高。 在价差被严格限制的情况下，售电公司必须具备更强的市场分析、风险对冲和成本控制能力。售电公司迫切需要更精准地预测市场供需，通过套期保值等金融工具规避价格波动风险，并提高内部运营效率，以在微薄的价差中获取收益。

然而，挑战的另一面是机遇。新政为售电公司的转型发展提供了明确的信号和广阔的空间。

比如增值服务的广阔蓝海。政策鼓励售电公司向综合能源服务商转型，这为具备技术、人才和资金实力的公司提供了新的增长点。通过为用户提供能效诊断、用能优化、新能源开发等高附加值服务，售电公司可以建立起稳定的客户关系，并获得可持续的、基于服务的收益，从而摆脱对单一价差的依赖。（相关阅读：电力市场黄金期，卡在“招人难”？北极星招聘限免零成本精准“抢人”）

当然价差管理新政的最终受益者是广大的终端用户，特别是工商业企业。首先，用电成本的降低。随着降价红利的有效传导，终端用户的用电成本将得到切实地降低。这对于面临生产成本上升压力的制造业而言，无疑是一项重大利好，有助于提升其市场竞争力，激活实体经济活力。

其次，市场透明度与公平性的提升。强制性的信息披露和价差分享机制，使得电力交易更加透明。用户可以清晰地了解自己的用电成本构成，并对售电公司的服务质量进行监督。这不仅增强了用户的议价能力，也为建立健康的信用体系奠定了基础。

结语

综上所述，我国电力市场化改革已进入深水区，批零价差管理新政的出台，正是这一进程中具有里程碑意义的事件。标志着我国电力市场已经从“跑马圈地”式的规模扩张转向“精耕细作”式的质量提升，监管重点从“有没有”转向“好不好”。

各地政府对批零价差加强监管，其目的在于回归市场化改革初衷，构建有效竞争的市场结构。当然，改革之路并非坦途，价差管理政策的实施效果，还需在实践中持续观察与完善。但可以肯定的是，随着全国统一电力市场建设推进，这一系列政策为我国电力市场的健康发展注入了新的动力，也为实现能源转型、提升社会福祉奠定了坚实的基础。