利润触底、乱象丛生、全面限价，售电市场彻底变天了！

全面限价能否终结售电乱象？?

2025年以来，国内售电市场迎来一场“限价风暴”。

曾经被视为电力体制改革核心抓手的售电侧市场化机制，似乎正面临前所未有的挑战。

江苏明确价格浮动套餐上浮上限不超过年度均价3%，安徽将超额收益分享触发门槛降至0.008元/千瓦时，山东推行零售套餐封顶价机制，陕西、四川等省份紧随其后出台价差管控政策。

一些地区甚至直接干预中长期交易价格形成机制，要求所有双边协商、集中竞价结果必须在限价范围内“合规”。

这一系列密集的限价举措，让原本由供需关系和市场主体博弈，处于充分竞争状态的售电市场格局发生剧烈变动，也引发行业内外广泛争议。

全面限价是应对短期市场乱象的偶然之举，还是预示着售电市场改革进入新阶段的明确信号？

全面限价，是偶然还是必然？

从表面看，本轮全面限价的直接诱因是愈演愈烈的售电市场乱象，似乎带有强烈的“应急”色彩。

自2015年《关于推进售电侧改革的实施意见》（“9号文”）出台以来，我国售电市场逐步放开准入，市场主体数量从最初的数十家激增到数千家。

其中既包括发电企业旗下的售电公司，也有社会资本组建的独立售电企业。

市场竞争的加剧在初期确实激活了市场活力，推动了电价下行，让终端用户享受到了改革红利。

但随着市场进入“微利时代”，部分售电企业为维持盈利，开始采取违规手段攫取超额利润，市场乱象集中爆发。

梳理各地监管通报可见，售电市场的乱象主要集中在三个方面。

一是价格欺诈与价差截留，当发电侧因煤炭价格下降或新能源大发出现电价下调时，部分售电公司未将降价红利传导给终端用户，而是将批零价差变相截留。

据此前公开的情况，陕西2025年7月零售市场整体批零价差为0.0338元/千瓦时，但有15家售电公司的批零价差超过0.1元/千瓦时，最高者甚至达到市场平均水平的3倍。

二是合同造假与强制绑定，广东、陕西等地先后通报多家售电公司通过伪造验资报告、虚假合同、冒用用户电子签章等方式违规获取市场准入或绑定用户，严重侵犯用户选择权。

三是恶性竞争与风险转嫁，部分小型售电公司为争夺客户，采取“掠夺性定价”策略，以低于成本的价格签约，后续再通过隐性收费、擅自调价等方式弥补亏损，将经营风险转嫁给用户。

这些乱象不仅损害了终端用户的合法权益，更扰乱了正常的市场竞争秩序，导致“劣币驱逐良币”的现象出现。

数据显示，2024-2025年，广东电力交易中心收到的售电相关实名投诉超过30宗，涉及价格欺诈、合同纠纷等多个领域。

全国范围内，2025年已有超200家售电公司因违规经营被强制退市或注销。

在此背景下，各地密集出台限价政策，通过设定价格上限、建立超额收益分享机制等方式，对售电企业的盈利空间进行约束。

本质上是对市场失灵的及时纠偏，具有鲜明的问题导向和短期治理属性。

从这个角度看，全面限价似乎是应对短期乱象的偶然之举。

一纸通知为何震动全行业？

2025年10月21日，广东省能源局、国家能源局南方监管局在毫无征兆的情况下，同步印发《广东电力市场常态化开展年度交易实施方案》与《关于广东电力市场2026年交易关键机制和参数的通知》。

核心内容是，2026年零售侧全面推行“批发均价+浮动费用”标准平价套餐，并将“固定价格+联动价格”模式中联动现货电量的比例上限由20%压缩至15%，同时把超额电费共担触发阈值从+30%收紧到+15%。

文件发布后的72小时里，全国5000余家售电公司集体“失眠”。

去靠“吃批零价差”躺赢的商业模式瞬间被戴上紧箍。

更令市场错愕的是，几乎在同一时段，四川、宁夏、陕西、广西等地也先后把“零售封顶价”“超额收益分成”写进2026年交易细则。

零售封顶后，很多企业再也无法通过售电公司“曲线抬价”，只能硬碰硬在现货市场“抢量”。

新能源更是因为近乎为零的边际成本，互相踩踏，风光企业苦笑：“以前怕弃风弃光，现在怕报价不够低”。

当“限价”不再是某个省的孤例，而成为跨区域的共振，行业猛然意识到，全面限价并非偶然的地方试水，而是一场顶层设计的统一行动，信号意义远大于政策本身。

从全球电力市场化改革的实践来看，限价机制是零售市场开放初期的普遍选择。

英国在1998年零售市场全面放开初期，实施基于成本加成的区域限价机制，设定1.5%利润率上限，有效抑制了垄断定价。

2002年取消限价后，因出现大量用户滞留高价合约的问题，2019年重新引入动态价格上限。

美国加州在电改初期曾冻结零售价，虽因机制僵化引发过电力危机，但后续优化形成了弹性利润率监管模式，设定10.5%的净资产收益率上限，超出部分返还用户。

澳大利亚则在2019年重新引入“默认市场报价”，为住宅和小工商用户设置价格上限，使零售电价下降9%。

这些国际经验表明，在零售市场培育初期，通过限价机制划定竞争边界，是保障用户权益、稳定市场秩序、培育市场信心的必要手段，具有鲜明的阶段性必然性。

乱象“导火索”背后，释放4点深层信号！

如果说短期乱象是全面限价的“导火索”，那么，这一系列政策背后，更释放出售电行业加速转型的深层信号。

信号一：监管框架从“宽松准入”向“全流程严监管”转型。

本轮限价政策并非孤立的价格管控，而是与实名交易、现货传导、信用评价等措施形成组合拳。

江苏在限价的同时，要求价格参数达到上限时需法定代表人确认，建立预警机制。

陕西、安徽通过超额收益分享机制，实现对售电企业盈利的动态监管。

国家层面出台《电力市场计量结算基本规则》，填补了结算环节的制度空白。

这表明监管部门已不再满足于“放开准入、鼓励竞争”的表层改革，而是转向对交易全流程的精细化监管，通过规范市场主体行为，防范系统性风险。

这种监管转型是售电市场走向成熟的重要标志，为后续市场机制的完善奠定了基础。

信号二：行业竞争从“价差博弈”向“服务增值”转型。

在过去的市场环境中，售电企业的核心竞争力集中在“获取低成本电量”和“赚取批零价差”上，行业竞争呈现同质化、低水平的特点。

而全面限价政策的出台，直接压缩了售电企业通过价差获利的空间。

浙江率先提出“工商业电价较上年下降3分/千瓦时以上”，2024年广东平均批零价差尚有6.8分/千瓦时，2025年一度被压缩至2.3分，部分月份甚至不足1分。

陕西、广西均规定：当售电公司年度累计批零价差高于基准值时，超出部分按50%～100%比例回收至电力市场平衡账户，用于降低下一年度用户侧电价。

单纯依靠“低买高卖”的盈利模式难以为继，超额收益也将不再被允许。

行业专家提出，售电公司可在限价省份做零售、在非限价省份做现货，通过“一省一策”组合对冲。

这就倒逼售电企业不得不转变发展思路，从传统的“中间商”向“综合能源服务商”转型，通过提供差异化、高附加值的服务获取盈利。

提供节能改造、储能配置、绿色电力合约、用电风险管理等增值服务，会形成新的竞争优势。

可以预见，未来售电市场的竞争将不再是价格的“红海”，而是服务的“蓝海”。

信号三：市场格局从“分散无序”向“集中规范”转型。

由于中小售电企业缺乏稳定的购电渠道和大客户资源，盈利模式单一，对价差的依赖度极高，限价政策直接压缩了其生存空间。

数据显示，澳大利亚在引入价格上限后，零售商数量从32家降至21家，小企业行业平均ROE从8%降至5%。

我国2025年已有超200家售电公司被强制退市，随着限价政策的全面落地，行业“退潮”现象还将持续。

这种行业整合某种程度上，有助于淘汰一批违规经营的企业，推动市场份额向具备核心竞争力的大型售电公司和优质服务企业集中。

信号四：改革方向从“局部试点”向“全国统一”推进。

尽管当前的限价政策以地方试点为主，但国家发改委、国家能源局印发的《电力现货连续运行地区市场建设指引》《电力市场计量结算基本规则》等文件，已明确要求建立健全价差管理机制和超额收益分享机制。

这便为全国统一的限价监管框架奠定了基础。

随着地方试点经验的积累，限价机制的设计将更加科学完善，未来有望形成全国统一的动态限价标准。

售电市场或将从“区域分割”向“全国一体化”发展。

2026年的全面限价，看似给售电市场套上枷锁，实则为下一轮真正自由而残酷的竞争奠定基石。

它让地方政府、发电企业、售电公司与用户在“降价”与生存之间重新谈判。

我们不得不承认，全面限价不是改革的倒退，而是中国电力市场化二十年长征的“成人礼”。