政策解读 | 从《售电公司管理办法》修订看电力市场治理之变

售电侧改革是新一轮电力体制改革中最直接面向用户、也最能反映市场运行成效的环节。经过近十年发展，售电公司已由改革初期的市场化交易代理主体，演化为连接批发市场、零售用户、现货价格与需求侧资源的重要市场主体。近期，《售电公司管理办法（公开征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）公开征求意见，提出打造规范有序、便捷高效的电力零售市场，引导售电公司向综合能源服务商转型升级。从条文看，这是对注册、运营、履约、信用和退出等制度的进一步完善；从治理逻辑看，则反映出电力市场管理正在由准入管理与合同管理，转向履约风险控制、交易合规约束与协同监管。售电公司已不再是传统意义上的购售电中介：其在批发市场承担采购责任，在零售市场提供固定价、分时价、浮动价等套餐，并承担批发价格波动、用户负荷偏差、合同履约与信用传导等多重风险。此次修订因而成为观察电力市场由单一物理交易监管转向物理运行监管与金融化风险监管相结合的重要窗口。

修订背景与现实必要性

从政策背景看，此次修订首先服务于全国统一电力市场建设。国办发〔2026〕4号提出完善全国统一电力市场体系，要求强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接，整治地方不当干预交易行为，破除地方保护和市场分割。这意味着零售市场不再是地方自行组织的配套市场，而是全国统一市场的重要组成部分；售电公司能否规范经营、跨省经营是否公平、履约风险能否控制，直接关系到全国统一市场能否形成统一规则与统一价格信号。

从行业背景看，售电公司与零售市场的规模已不容忽视。截至2025年底，全国注册售电公司5288家，开展业务3084家，代理零售用户70余万家；零售市场交易规模由2021年的2.41万亿千瓦时增至3.98万亿千瓦时，年均增长率约13%。市场扩容过程中，准入门槛偏低、批零价格传导不畅、市场透明度不足、虚假营销和“阴阳合同”等问题日益凸显，表明制度重点已从鼓励进入、培育主体、活跃交易，转向防范无序竞争、履约失信、关联交易与风险外溢。

从制度演进看，2021年版《售电公司管理办法》已建立注册、运营、履约保函、保底售电和退出机制等基本框架，要求售电公司参与交易前提交履约保函或保险；但随着现货市场走向常态运行，原有制度对风险敞口的动态识别和跨市场监管能力仍显不足。更深层的变化在于电力市场的金融化趋势：市场正演化为以电网安全运行为基础、以价格风险分配为核心，中长期合约、现货交易、辅助服务、绿电绿证与容量补偿相互嵌套的复合型市场。售电公司虽不拥有大量物理电源资产，却通过合同安排承担批发价格波动与零售价格承诺之间的风险，其经营稳定性可能影响用户权益、市场结算与零售市场信用秩序。

从学术逻辑看，修订的必要性源于电力零售市场中风险承担者与价格传导者的身份重叠。成熟市场理论通常认为，零售商并非简单赚取批零价差的中介，而是通过负荷预测、组合采购与风险对冲，为用户承担价格波动风险并提供差异化服务。售电公司若缺少足够的资本、专业能力与风险管理手段，零售价格承诺就可能脱离批发市场成本基础；若监管过度压缩合理价差，又会削弱其承担风险与提供服务的激励。难点正在于此：售电公司既要帮助用户稳定用能成本，又须面对现货价格波动、辅助服务费用、阻塞费用和偏差考核等不确定因素。2021年版办法已规定相关盈亏由售电公司承担，确认了其承担批发—零售风险转换的功能；随着现货市场运行深化，风险由静态合同风险转向动态价格风险，单靠注册资本、年度审查和静态保函已难以覆盖。

从监管实践看，电力市场违规问题的集中暴露强化了修订的现实必要性。国家能源局2025年电力市场秩序突出问题专项监管，将串通报价、滥用市场力操纵价格、利用发售一体优势抢占市场份额、人为分割市场、违规设置限价、变相指定交易对象等列为重点；其后通报的典型问题包括发电企业之间约定申报量价实行串通报价，发电企业与售电公司通过统一管理交易U-Key、集中办公报价违规串通，以及在浙江现货市场中利用输电通道阻塞条件高价申报、提高节点电价。上述案例表明，电力市场违规已不只是合同违约或报价不规范，而是与市场力、关联关系、集团化管理、物理阻塞、现货价格和零售收益紧密相关。前期调研亦指出，电价市场化改革深入推进后，市场运行规则、企业管理方式与监管制度之间仍存在不适应、不衔接。售电公司管理办法修订正是在这一背景下展开，其重点并非单纯提高门槛，而是围绕履约风险、交易合规与协同监管构建更细化的制度约束。

履约保障、保底售电与

退出管理的制度强化

履约保障机制明显强化。《征求意见稿》规定，售电公司可采用履约保函、保险或现金保证金作为履约保障凭证，参与交易前向电力交易机构提交；履约保函应明确“见索即付”，履约保险应明确“优先赔付”，不得设置妨碍受益人正常索赔的条款。额度根据业务地预计年售电量、调整系数等确定，最低不少于200万元；电力交易机构按日监测剩余额度与风险敞口，动态调整下一交易日限额，额度不足时于1个工作日内通知补缴并暂停交易。这一安排已带有准金融风险管理特征，将事后处罚模式转向基于履约能力、风险敞口和交易权限的动态监管。

保底售电机制进一步明确。《征求意见稿》将其界定为承接未在规定时限内直接参与市场、或原代理售电公司无法继续履约用户的保底性售电服务机制，规定省级能源主管部门根据资金、经营、信用等条件选取保底售电公司并指导设计套餐。原代理售电公司无法继续履约的用户，进入保底售电当月执行现货实时市场价格，此后可自主选择签订新的零售合同或按保底售电套餐执行。与2021年版相比，修订稿更强调保底售电与履约失效、实时价格和用户自主选择之间的衔接，体现出对零售风险处置连续性的重视。

退出管理由退出程序转向风险处置程序。《征求意见稿》规定，售电公司拟被自动减少业务地或自动注销且存在未完成交易合同的，经省级能源主管部门同意并公示后，电力交易机构应于1个工作日内通知各方，自动解除已签订但尚未执行的合同，损失由售电公司承担。这表明退出已不只是主体资格注销问题，而是用户承接、合同解除、损失承担与市场稳定之间的综合处置问题。与2021年版自主协商—转让拍卖—保底售电承接的路径相比，修订稿更突出效率与风险隔离，但合同自治、用户保护与损失分担的法律边界仍待明确。

交易合规与联合监管

从主体管理到行为治理

此次修订的另一重大转变，是将售电公司治理从一般主体管理推进到交易合规约束。《征求意见稿》要求售电公司与用户在电力交易平台签订分时电价零售合同，合同应包含上网电费及结算科目中的其他费用，用户须实名认证，并在注册注销、合同签订变更等关键环节线上确认；平台应具备实名认证、风险提示、套餐比选、信息披露及合同线上连续签约等功能。零售合同由此纳入平台全过程管理，目的在于减少线下协议、口头承诺、阴阳合同和用户被动绑定等风险。

市场竞争约束更具制度含义。《征求意见稿》规定，同一实际控制人注册的售电公司在同一业务地的售电量合计，不得超过当地规定的零售市场交易总量比例上限；电网企业及发电企业所属售电公司应具有独立法人资格，在人员、财务、办公地点、信息等方面独立运营，不得借助出资关系获得优于其他经营主体的权利；同一业务地内，发电企业所属售电公司与本发电集团所属发电企业之间具有指向性质的交易电量合计，亦不得超过规定的发电集团交易总量比例上限。其实质是对发售一体、同一实际控制人多主体经营和关联交易实施合并监管：价格影响能力与风险承担能力往往集中于大型能源集团层面，集团内部不同主体可能通过合同安排、信息共享和交易策略形成协同行为，单看某一主体未必异常，合并观察后则可能影响市场竞争。

电力行业具有自然垄断与信息不对称的天然特性，由此引入的不对称监管已成为行业管理共识。电网企业所属、发电企业所属和独立售电公司并不处于完全相同的竞争结构，对其分别设置更严格的业务范围限制和关联交易上限，并不必然构成歧视性监管，而是特定市场结构下维护竞争中性的必要安排。国家能源局关于进一步规范电力市场交易行为的通知亦明确，拥有售电公司的发电企业不得利用发售一体优势抢占市场份额，不得对民营售电公司等主体和电力大用户区别对待。

联合监管是此次修订的又一制度信号。《征求意见稿》第三条明确，国家发展改革委、国家能源局、市场监管总局统筹指导全国售电公司监督管理，省级能源、发展改革、市场监管部门和国家能源局派出机构等按职责实施监管；第四十四条进一步规定，省级能源主管部门负责属地监管并会同有关部门建立协同监管机制，实现信息共享、线索移送、联合调查，国家能源局派出机构负责批发市场行为监管，省级及以上市场监管部门负责垄断、不正当竞争和价格违法违规行为监管。这一划分将属地管理、批发市场行为监管与反垄断、价格违法监管区分开来，并明确电力交易机构、电网企业的相应职责，监管由此从“谁审批、谁备案”转向“谁掌握数据、谁承担风险、谁依法执法”的职能分解。

成熟市场经验与深化方向

从成熟市场看，电力零售主体监管不是简单的行业准入管理，而是与动态市场监管、金融风险管理、用户保护和竞争监管相结合，重点涵盖信用支持、风险敞口、交易报告、客户资金保护、关联交易限制与退出处置。电力金融产品与电力系统运行类交易分属金融、能源两类监管机构，二者通过信息共享和反操纵执法处理交叉风险。欧洲市场建立了交易数据报告、市场操纵监测和跨境执法协作机制，北美市场则通过管辖边界、豁免机制和信息共享机制界定现货、中长期合同与标准化衍生品之间的监管衔接；其共同启示在于，电力市场监管既不能仅靠物理运行和行政合规，也不能简单照搬一般金融监管，而应形成适应电力商品特殊性的双重监管结构。

借鉴成熟市场经验，还可从三个方向持续深化。

其一，将售电公司明确纳入电力市场金融化风险监管的重点对象。售电公司不是一般贸易中介，而是批发价格风险向用户侧传导的关键环节。可在现有履约保障基础上建立净敞口监测制度，将零售套餐、电量承诺、中长期合同、现货采购、辅助服务费用和履约保障额度统筹观察；对批零价差高、用户集中度高、现货敞口大、信用等级低的售电公司，建立更高频的风险提示和动态交易限额。监管重点不应是简单压缩批零价差，而应判断价差形成是否透明、风险承担是否对称、用户是否充分知情、履约保障是否覆盖相应风险。

其二，以发售一体和同一实际控制人为重点，完善竞争中性监管。修订稿已提出同一实际控制人售电量上限、发电企业所属售电公司指向性交易上限等安排，具有较强现实针对性，但地方执行中仍需防止两种偏差：既不能因企业所有制不同而预设违规倾向，也不能忽视大型集团、地方平台和关联主体可能形成的价格影响能力。监管应坚持所有制中性、行为导向和风险导向，重点识别主体是否具备影响市场的能力、是否实施影响公平竞争的行为、行为背后的真实决策主体为何者，并将市场合规、发售隔离和敏感信息隔离纳入大型能源集团的内部治理与国资考核，避免集团整体经营目标与注册主体独立竞争要求发生冲突。

其三，将售电公司监管纳入全国统一电力市场协同监管体系。《征求意见稿》已明确发展改革、能源、市场监管、能源监管派出机构、电力交易机构和电网企业的职责分工，但更长远看，还需与金融监管、国资监管和地方政府治理边界进一步衔接。电力交易金融化风险并不限于售电公司，也可能发生在发电集团、储能主体、虚拟电厂、绿电代理商以及未来电力衍生品市场之间。此前政策建议提出，应建立国家层面的电力市场物理—金融双重监管协调机制，推动发展改革、能源监管、证券监管、金融监管、国资监管等部门形成职责分工、信息共享和联合执法机制；同时依托电力交易机构建设穿透式风险监测体系，将申报、成交、合同、结算、履约、担保、信用和关联关系等信息纳入统一监管数据体系。

结论

综上，《征求意见稿》表明我国电力零售市场治理正在从主体准入和合同备案，转向履约风险控制、交易合规约束与协同监管。其积极意义在于，监管部门已开始正视售电公司作为价格风险承担者、用户服务提供者和市场信用传导节点的特殊地位；其不足在于，相关制度仍主要在能源行业监管内部展开，对跨市场净敞口、金融化交易风险、场外协议和联合执法的制度壁垒仍需进一步打通。售电公司治理的关键，不在于简单提高准入门槛，也不在于以行政方式压缩批零价差，而在于建立能够识别真实风险、约束不当行为、保护用户选择、维护价格信号的制度安排。零售市场由此成为观察电力市场有效性的重要窗口；只有将履约保障、保底售电、退出管理、关联交易约束和协同监管纳入全国统一电力市场治理框架，才能推动售电公司由价差型经营向综合能源服务与需求侧资源组织转型。