今年以来，我国电力体制改革步伐明显加快，全国统一电力市场建设按下“加速键”，煤电与新能源全面入市，所有工商业用户参与市场交易，电力市场注册主体数量已突破97万家。

随着电力市场开放程度不断提高，各级监管部门持续加强对售电市场的管理，严厉打击各类违规行为，全力维护市场公平与秩序。

近一段时间以来，多地电力交易中心（能监办）发布通报，内容涉及售电公司违造材料、不满足持续准入条件、市场纠纷、伪造公章、批零价差过高等行为，标志着电力市场正式进入强监管时代。

与此同时，陕西、新疆、安徽等地严格管理电力零售市场，对售电公司批零价差设置上限，超额部分将和所签用户进行收益分享。

在此背景下，售电公司该如何运营？

多家售电公司违规被通报

广东：12家售电公司伪造资料

近两个月，广东电力交易中心先后五次发布通报，对售电公司违规行为予以公开。经滚动核查、会计师事务所反馈及群众举报，发现部分公司存在伪造履约保函、资产证明等行为。涉事的12家售电公司已被暂停交易权限并纳入风险管控，要求限期整改。逾期未改者将依法处理，情节严重者将启动强制退市程序。（据8月18日广东省能源局公告，两家售电公司已进入强制退出公示阶段）。

浙江：38家售电公司需整改

浙江能监办近日通报2025年售电公司准入条件自查结果：在233家注册生效的售电公司中，22家未提交自查材料，3家未报送2024年审计报告，26家未持续满足准入条件。相关问题公司须于9月30日前完成整改。

山东：4家售电公司签约过程存异

山东电力交易中心在5月份零售市场纠纷申诉处理中通报，4家售电公司因签约过程存在争议被用户申诉。

江苏：1家售电公司伪造用户公章

江苏电力交易中心公布2025年5月售电公司违约情况，一家公司因伪造用户公章、违背真实意愿代理入市被投诉。

四川：14家售电公司未限期整改将被退市

8月21日，四川电力交易中心公示，拟对14家售电公司启动强制退市或注销四川业务范围程序，原因为这些公司未按时完成2025年度持续满足注册条件的整改要求。

山西：4家售电公司进入3个月整改期

9月4日，山西电力交易中心发布通报，4家售电公司未完成2025年度售电公司持续满足注册条件专项核查工作，自9月4日起4家售电公司进入为期3个月的整改期。

批零价差需合理有效传导

7月以来，陕西、新疆电力交易中心先后公布了当地零售市场批零情况，并披露了结算价格和批零价差的前30位售电公司名单。9月2日，安徽发布了《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》，旨在提升市场透明度，推动批零价差合理传导。

陕西：部分售电公司购销价差超0.1元/度

陕西电力交易中心7月17日发布声明，对部分售电公司予以强烈谴责。2025年1月起，陕西电力现货市场长周期试运行，叠加新能源装机增长和电煤价格下行，批发市场购电均价从1月0.362元/度降至6月0.339元/度，降幅0.023元/度；但零售用户购电均价仅下降0.003元/度，部分用户购电价格远高于市场平均价（0.364元/度）。49家以上售电公司售电均价超市场1.05倍，部分公司批零价差甚至超过0.1元/度。陕西省发改委8月1日发文，明确建立零售市场超额收益分享机制，对批零差价超过0.015元/千瓦时的部分，按售电公司与用户2:8比例分享。

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新疆：度电收益4分以上售电公司有32家

8月14日，新疆电力交易中心公布2025年1-7月零售市场批零价格情况。1-7月新疆售电公司平均度电收益9.11元/兆瓦时。度电收益高于40元/兆瓦时的售电公司32家，度电收益20-40元/兆瓦时的售电公司59家，度电收益9.11-20元/兆瓦时的售电公司29家，度电收益9.11元/兆瓦时以下售电公司31家。并对度电收益、零售用户价格由高到低前30位售电公司名单进行了披露。

另据了解，新疆也拟对售电公司度电收益设置上限，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2：8比例分享。

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安徽：度电批零价差高于8厘，收益需与用户二八分

9月2日，安徽省发改委、安徽省能源局发布《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》，其中提出，2025年9-12月，对售电公司批零结算价差高于0.008元/千瓦时的部分，以月结年清方式，由售电公司和电力用户按照2：8比例进行结算分享。

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四川：售电公司批零价差高于7厘，超额收益或与用户五五分

9月4日，四川省发改委发布关于公开征求《四川电力市场结算细则（征求意见稿）》意见的通知。其中提到，2026年考虑设置批零收益分享机制。通过零售套餐签约方式，由经营主体双方结合生产用电情况，自主协商批零价差回收基准及分成比例；当零售用户未能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。

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售电运营四大法宝

在当前复杂多变的电力市场环境中，经营售电业务面临诸多挑战。那些仅依赖电力交易价差获取利润的售电公司，注定难以实现可持续发展。市场正呼唤技术驱动、具备综合服务能力的售电企业，它们应通过增值服务构建核心竞争力，赢得长远发展空间。

尤其在中小型电力用户与新能源电量全面进入市场的背景下，监管部门持续优化交易规则，推动我国电力市场体系不断健全。目前，我国已构建起“1+6”电力市场交易规则体系，信息披露机制日趋透明，对违规交易行为也将加大惩处力度。在这一趋势下，售电公司必须持续强化合规经营、完善风险管控、提升客户服务质量，并不断优化成本控制能力，以适应日益规范与竞争激烈的市场环境。

合规经营能力——从业底线

合规与诚信是售电公司经营不可逾越的底线。任何侥幸心理都可能触碰规则红线，最终导致得不偿失的后果。

根据《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）的规定，售电公司应持续符合注册条件，电力交易机构有权根据需要对其持续满足条件的情况进行核验。这意味着售电公司的相关资质将面临不定期核查。从今年各地交易中心陆续发布的通告可以看出，持续核验已成为常态化工作机制。因此，售电公司必须严守合规底线，确保所提交的材料合法合规，并持续满足监管要求。

与此同时，售电公司也应坚守诚信原则，规范自身经营行为。不得以隐瞒、欺骗等手段与零售用户签订合同，严禁私自使用用户平台账号及密码进行任何交易操作，以免造成误解纠纷。此外，售电公司有义务如实、准确向用户告知市场政策、交易风险、套餐价格等重要信息，并在双方确认的基础上签订零售合同。

风险管控能力——核心与根本

电作为一种特殊商品，其价格实时波动，受天气、燃料价格、政策、供需关系等多种因素影响，波动剧烈且难以预测。因此，风险管控是售电公司最核心、最根本的能力。

售电公司需要面对的风险来自于以下几个方面：

市场价格风险：如果采购的电价高于售出电价，就会出现倒挂，导致亏损。

偏差考核风险：用户实际用电量与合同预测电量偏差过大，所产生的偏差考核费用。这是目前许多售电公司亏损的主要原因。

信用风险：用户或发电企业违约带来的风险。

政策风险：电力市场规则变化带来的不确定性。

应对风险需要售电公司组建专业的交易团队、运用金融对冲工具、采取精准负荷预测以及多元化的电源组合合同来降低风险。

专业的交易团队：组建熟悉电力市场规则、具备金融衍生品交易经验的团队，进行策略性购电。

金融对冲工具：运用电力期货、期权、差价合约等金融工具，锁定利润，对冲价格波动风险。

精准的负荷预测：利用大数据和AI算法，分析用户历史用电数据、天气、节假日等因素，尽可能准确地预测用户未来的用电量，以减少偏差考核。

多元化的电源组合：尽可能与不同类型的发电企业（如火、水、风、光等）签订中长期合同和现货合同，优化电源结构，也就是不要把鸡蛋放在同一个篮子里。

客户服务能力——关系的深度绑定

事实上，售电业务同质化严重，竞争最终落脚于服务能力。通过提供增值服务，售电公司可与用户形成深度绑定的利益共同体。除用电咨询、合同管理等基础服务外，还可提供以下增值服务：

•提供节能改造方案，帮助用户降低整体用电成本的能效管理服务；

•为企业用户提供配电智能监控、预防性维护等运维服务；

•为用户投资、建设、运营屋顶光伏项目，帮助用户使用绿电并节省电费的综合能源服务；

•在迎峰度夏（冬）等用电高峰期，组织用户利用调整生产计划等方式错峰用电，并获得补贴收益的需求侧响应服务。

成本控制与采购能力——盈利保障

在电力交易差价日益透明的市场环境下，如何以更低的成本采购到电力，直接决定了售电公司的利润空间。可以肯定的是，用电量的体量越大，可以聚合的负荷规模就越大，在与发电企业议价时就越有话语权，能争取到更优惠的电价。

在中长期交易市场，建议与大型发电集团建立长期稳定的战略合作关系，提前锁定一部分基础电量和价格，保障供应稳定性。

在现货市场，交易团队需要具备敏锐的市场洞察力，利用价格信号，捕捉低价电，与中长期合同组合，以降低综合采购成本。

随着监管力度持续加大、市场透明度不断提升，以往依靠信息不对称和简单价差盈利的运营模式已难以为继。合规经营、风险管控、客户服务和成本优化，已成为售电公司立足未来不可或缺的四大法宝。唯有回归服务本质、筑牢风控防线、持续提升综合能源服务能力，方能在日益规范、竞争日趋激烈的市场环境中行稳致远。

正在加速构建的统一电力市场，呼唤一批真正具备专业素养、诚信经营和责任意识的市场主体共同构建健康、可持续的行业生态。