陈爱康 陈浩 马亚辉 陈光 

国网（苏州）城市能源研究院

《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）两份文件的相继出台，标志着我国电力批零价格传导机制加快转型。2025年，随着现货市场加速落地，各省电价整体呈现下行态势，售电公司月度竞价明显降低，而零售市场上仍存在大量多年期固定价格合同，部分省份批零价差高达1毛以上，引发用户、监管机构广泛关注。优化市场化零售套餐、推进批零价格传导成为当前迫切需要解决的问题。本文系统梳理广东、山东、山西、浙江、江苏、陕西等典型省份的零售分时套餐，分析各省套餐机制设计的内在逻辑，并聚焦批零传导机制在实践中面临的核心矛盾与挑战，以期为后续政策完善提供参考。

01

我国零售分时套餐典型模式与特征

零售分时套餐是售电公司依据批发市场电价向终端用户提供的分时段差异化电费方案。随着市场化改革深化，套餐形态加速向批发侧价格联动方向演进。各省市场化分时零售套餐推进节奏分化显著，套餐设计上各有侧重，价格信号从批发侧向零售侧传导的深度和路径亦存在较大差异。根据时段结构与价格形成机制的耦合方式，当前各省零售分时套餐可归纳为三类，三类套餐在批发市场信号传导精度上依次递进，共同构成当前套餐制度全貌。

图1：各省零售分时套餐分类

“批零基准联动”套餐：峰谷时段和浮动比例固定、基准电价与批发市场联动。基准价与中长期均价及现货加权均价挂钩，峰谷时段以及各时段相对于基准价的浮动比例固定，不随市场供需变化。用户可感知电价整体水平，但无法感知不同时刻间价格的相对变化。各省在价格联动、保护机制、分时规则上有所不同。价格联动方面，广东（8%-15%）、江苏（5%-15%）强制要求套餐中嵌入一定比例现货联动电量以提高批发信号传导精度；保护机制方面，广东（115%）、江苏（105%）在批发市场价格基础上设置结算上限，山东将封顶价与用户用电曲线挂钩，用户可通过在电价低谷期多用电来获得更低封顶价；分时规则方面，福建允许合同双方自行约定峰谷时段，理论上可更贴近实际负荷特征。

“批零曲线联动”套餐：各时段价格随批发市场动态变化，行政分时规则作为最后干预。结算价格由中长期分时均价与现货分时均价加权后逐时段计算，通过行政分时政策在最后结算阶段介入来确保峰谷差形成。用户可以感知到不同时刻电价的动态变化，传导精度显著提升。各省在价格曲线计算、分时颗粒度、保护机制、行政干预等方面有所不同。价格曲线方面，浙江与江苏均以年度、月度和现货分时均价的加权平均值来计算得出套餐分时价格曲线，江苏在此基础上可叠加约定的固定分时价格（权重＜50%）；分时颗粒度方面，浙江（48点）与江苏（24点）均按自然月计算分时价格，可以平滑月内波动；保护机制方面，浙江在分时价格基础上按用户分时电量加权形成个性化封顶价格；江苏以全省售电公司平均购电均价叠加套餐上浮比例作为封顶价格。行政干预方面，江苏将行政分时规则作为价格校验底线，强制修正零售套餐分时价格曲线满足峰谷比要求。浙江则在结算环节由电网企业叠加行政分时规定的峰平谷价差来拉开价格变化幅度。

“批零完全联动”套餐：零售电价完全随批发市场动态变化。用电成本完全由批发市场出清结果决定，用户能真实感知日内价格变化，套餐设计的核心是平衡用户的收益和风险。各省在价格形成和保护机制的设计上有所不同。河北南部电网通过明确价格上限和超额收益分享机制（批零价差超过8元/兆瓦时部分按2:8分享）来降低用户用电成本风险；陕西采用电价高灵敏传导配合强制封顶，零售价格为全市场售电公司当月批发购电分时均价，价格传导精确但波动大，因此设置封顶价格来减小用户面临的市场风险；山西采用平滑传导配合风险分担，零售价格以中长期市场价格为锚（暂定权重为90%），实时价格联动部分采用上月各时段加权均价，价格波动被时滞稀释，同时通过信用等级和财务担保间接控制风险，而非设置封顶价。

02

我国批零传导下零售套餐设计面临的挑战

国外实践经验表明，灵活、丰富的零售套餐有利于售电公司提升精算与服务能力，带动用户优化用能行为。然而，在我国市场化转型过程中，用户普遍存在专业能力匮乏、信息不对称以及决策疲劳等问题，售电公司则普遍呈现轻资产运营、套利意愿强、抗风险能力偏弱等特征。随着各省零售套餐加速向市场化过渡，套餐机制设计面临多重挑战。

一是标准化套餐框架与市场活力间的矛盾。目前多数省份由交易中心预设零售套餐标准框架，旨在降低用户选择和电费结算难度，防范不透明产品损害用户利益，限制套餐设计中的不合理竞争行为，如以极低服务费恶性揽客、以复杂条款规避风险义务等。然而，过度标准化压缩了产品创新空间，售电公司难以通过产品差异化建立竞争优势。如何在防范风险与激发市场活力之间动态调整标准化边界，是监管制度设计的核心难题。例如，部分省份套餐收敛至“全联动”或“固定价格+联动”两种形态，服务费被严格限制在3%-5%，一旦超限系统便无法录入，市场主体自由度不足。

二是套餐合约期与市场价格波动周期的错配。目前零售套餐以季度或年度签约为主，而现货价格呈小时级波动，长周期合约与高频市场信号之间存在结构性错配：合约期过长，用户锁定的价格结构可能与实际运行信号脱节，难以发挥负荷引导作用；合约期过短，用户决策频次与交易成本将显著上升。例如，部分省份套餐分时价格以月为单位平滑计算，虽降低了价格冲击，但月度均价信号无法反映日内具体时段的供需紧张状态。在极端天气或用电高峰期间，价格平滑机制可能削弱系统需求响应信号，使实时调节能力难以充分释放。

三是传导红利分配的阶段性结构失衡。批零联动机制的改革初衷是让用户从批发侧价格下行中受益，同时通过真实价格信号引导用户储能投资、生产节奏优化、需求侧灵活性挖掘，推动负荷柔性转型。然而，在当前灵活性建设尚不充分的过渡阶段，用户间负荷调节能力差距悬殊，导致改革红利分配出现明显的结构性失衡：具备储能系统、可调节生产线或柔性用电设备的工商业用户，可在低价时段集中用电、高价时段主动压减负荷，从峰谷价差中获得实质收益；生产流程刚性强、负荷曲线固定的工商业用户，在联动套餐下反而可能因高峰时段价格传导而承担高于行政性分时电价的实际电费。

四是套餐复杂度上升带来的用户决策困难。随着各省市场化分时零售套餐的价格联动方式、浮动区间、封顶条款、现货比例等要素日趋复杂，零售用户尤其是中小用户将面临信息不对称、技术门槛高、决策疲劳等问题，难以选择合适的零售套餐，这既抑制了零售市场的有效竞争，也令监管者不敢轻易放开标准化框架约束。山东、陕西等省要求电力交易平台内置零售套餐比价功能，并支持第三方依托交易中心公开信息开发比价小程序，但此类机制在多数省份尚未实质运行。部分售电公司可能通过极端参数设置规避联动要求，将本应让渡给用户的红利内部化，现有以预警提醒为主的监管机制难以有效约束。

五是数据支撑能力对套餐执行的制约。市场曲线定价和个性化参考价机制的有效运行高度依赖用户侧高精度、高频度的用电数据采集和传输能力。目前，工商业用户智能电表已全覆盖，可实现15分钟采集，但海量采集数据质量仍需进一步提高。此外，用电数据缺乏向咨询机构、能源服务商、比价工具开发者等第三方开放使用的便捷通道，进一步限制了第三方生态的发展。

03

相关建议

一是构建分层分类的市场化服务体系。探索供电服务智能化、主动化升级，为不同规模和响应能力的用户提供市场化电价预测参考和差异化套餐建议。针对中小工商业用户设置分阶段、低门槛的市场化入门套餐，避免一步到位的完全市场化冲击。联合监管部门探索建立套餐注册与创新豁免机制，在保障基本信息披露要求的前提下，允许售电公司针对特定用户群体开发非标准化产品（如虚拟电厂服务套餐等），释放产品创新空间。依托电力交易平台建设套餐效果评估模块，定期发布各类套餐的实际价格传导效果与用户满意度数据，以信息公开代替行政管制，推动市场在规范中活跃。

二是推动合约周期灵活化及配套支撑能力提升。逐步在大型工商业用户中探索短周期滚动套餐试点，待市场参与者形成足够的短周期定价能力和风险管理经验后，再逐步向中小用户开放更短的合约周期选项。加快配套支撑能力建设，建立分时电量数据的快速归集与校验机制，确保短周期合约下的结算数据质量达到可交割标准，为交易中心开放短周期套餐提供计量基础。

三是建立零售市场风险监测与市场参与能力培育机制。风险监测层面，建立覆盖批零价差异常、极端价格传导、售电公司偏差敞口等核心指标的实时预警系统。信息披露层面，推动电力交易平台内置套餐比价和历史价格回溯功能，强制要求售电公司以标准化格式披露套餐历史价格波动区间、预期均价及最大可能月度电费，探索建立套餐“价格风险评级”制度，帮助用户充分知悉风险。能力培育层面，聚焦提升用户负荷调节能力，面向中小工商业用户提供用电曲线诊断和响应潜力评估服务，推动虚拟电厂向负荷灵活性较弱的用户群体延伸服务。

四是加快系统能力升级与数字化服务产品化。高效推进营销服务、交易结算等系统及配套平台改造升级，推动营销、调度、气象等多源数据融合，优化业务流程，确保结算、差价返还等核心功能精准、顺畅执行，同步升级计量采集设备与数据平台，提升高频计量数据处理能力。探索建立开放式用电数据服务平台，允许合规第三方开发者基于脱敏数据构建用户友好的电价优化工具，降低用户的信息获取成本，防止市场化改革因技术门槛不均等而加剧能源利用不平等。

编辑 陈仪方

审核 姜黎