公司电力采购安排 - 公司拟与湖南潭州新能源有限公司签署电力零售套餐交易合同，由潭州新能源为公司代理购电 [1] - 合同期限为2026年1月1日至2026年12月31日 [1] - 公司用电价格由零售交易电费、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加、容/需量电费构成 [1] 交易关键财务条款 - 合同期间代理购电交易电量总计估算约为5.4亿千瓦时 [1] - 零售交易电费合计估算约为2.41亿元人民币 [1] - 代理服务费单价为1.5厘/千瓦时，代理服务费合计估算约为81万元人民币 [1] - 最终金额以结算数据为准 [1] 支付与结算流程 - 公司将全额电费缴纳至国网湖南省电力有限公司湘潭供电分公司 [1] - 代理服务费由国网湖南省电力有限公司根据湖南电力交易中心结算依据，直接支付至售电公司潭州新能源 [1]

山东省新能源可持续发展差价结算实施细则核心观点 - 山东省发改委发布征求意见稿，旨在建立新能源参与电力市场后的差价结算机制，以支持其可持续发展，该机制将根据机制电价与市场结算参考价的差额，对纳入机制的电量进行费用结算，相关费用由全体电力用户分摊或分享 [2][11] - 政策将新能源项目区分为存量与增量，以2025年5月31日为界，此前投产的为存量项目，此后投产的为增量项目，两者在机制电量比例和机制电价确定方式上适用不同规则 [2][11] - 差价结算费用（差价电费）按月计算，公式为（机制电价-结算参考价）×月度机制电量，并纳入系统运行费，在用户电费账单中单独列示 [5][19][21] 机制电量规定 - **存量项目机制电量比例**：纳入国家扶贫目录的光伏扶贫项目为100%，2024年底前投产的220伏/380伏自然人户用分布式光伏项目为100%，2025年1月1日至5月31日投产的同类项目为85%，存量6兆瓦及以上工商业光伏项目及曾持有特定中长期合约的项目为0%，其他存量项目为80% [3][13][14] - **增量项目机制电量**：其机制电量比例上限根据竞价细则等规定执行，当年结算的机制电量达到公布的年度规模后，超出部分及后续月份电量不再执行机制电价，年底未达到规模则缺额部分亦不再执行且不跨年滚动 [4][14][15] - **月度机制电量计算**：全额上网项目为“月度上网电量×月度机制电量比例-跨省跨区外送电量”，余电上网项目为“月度发电量×月度机制电量比例-(月度发电量-月度上网电量)-跨省跨区外送电量”，计算结果为负则按0取值 [14] 机制电价规定 - **存量项目机制电价**：统一按照山东省燃煤基准电价执行，即每千瓦时0.3949元（含增值税） [5][18] - **增量项目机制电价**：根据《山东省新能源机制电价竞价实施细则》及年度竞价通知等规定执行 [5][18] - **价补分离原则**：机制电价不包含国家可再生能源电价附加补贴及省、市、县各级政府的补贴 [18] 差价电费结算与分摊 - **结算参考价确定**：现阶段风电、光伏分别按照山东电力现货市场同类型集中式项目的月度发电侧实时市场加权平均价格确定，该价格由当月各时段实时市场节点电价与对应时段实际上网电量加权平均计算 [5][20] - **费用分摊方式**：新能源差价电费纳入系统运行费，由全体电力用户分摊（或分享），在用户电费账单“系统运行费”科目下单独列示为“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用”，且执行分时电价政策 [5][21] 项目执行期限 - **存量项目执行期限**：按项目全生命周期合理利用小时数剩余小时数与投产满20年两者中较早者确定，其中海上风电、陆上风电、光伏发电的全生命周期合理利用小时数分别为52000小时、36000小时、22000小时，国家光伏领跑者基地及2019、2020年竞价光伏项目在此基础增加10% [6][25] - **增量项目执行期限**：由省发改委同省能源局在每年竞价通知中发布 [27] - **增量项目投产考核**：全容量并网时间晚于机制电价执行起始时间不超过6个月时，延迟期间覆盖的机制电量自动失效，超过6个月则竞价结果作废，不再纳入机制 [27] 项目变更管理 - **机制电量调减**：项目在机制执行期限内可自愿申请减少机制电量比例，每月仅可申请一次，每次调减比例不低于10%的整数倍，可逐步调减至0，减少的机制电量不再纳入机制执行范围 [7][29][31] - **项目容量变更**：存量项目减容后，机制电量比例、电价、期限不变，按减容后容量计算全生命周期机制电量；增量项目减容后，同比例减少年度机制电量规模；项目增容部分需单独核准，满足条件可作为单独增量项目参与竞价 [32] - **上网模式变更**：项目变更上网模式后按增量项目管理，符合条件可参与竞价，但变更前项目投产之日至竞价入选前覆盖的机制电量自动失效 [33][34][35] 山东省电力零售市场价格风险防控实施细则核心观点 - 该细则旨在通过设置零售用户价格封顶选项、建立价格预警和信息公开机制，防范电力零售市场价格风险，维护终端用户权益 [38][39] - 零售市场指售电公司（含虚拟电厂）与电力用户自主开展交易的市场环节，风险防控措施包括支持用户自愿选择封顶价格等 [39] 零售套餐管理与价格封顶机制 - **零售套餐比价与公开**：山东电力交易平台需提供零售套餐比价功能，并公开零售套餐的签约用户数量及历史电量以增强透明度 [42][43] - **价格封顶选项**：现阶段所有零售套餐均设置零售用户价格封顶选项，初始值为用户勾选执行，用户可自主选择是否执行 [43] - **封顶价格构成**：零售用户封顶价格（P封顶）主要包括电能量参考价格（P参考）、封顶价格上浮数值（P上浮，暂为0.006元/千瓦时）、市场运行费用分摊均价及辅助服务费用分摊均价 [44][46][47] - **封顶电费结算**：选择执行封顶的用户，当月套餐结算费用超过封顶结算电费时按封顶电费结算，不超过时则按套餐约定方式结算 [50] 价格预警与纠纷处理机制 - **价格预警**：建立零售套餐价格预警机制，设置不同阶段的价格预警阈值，当出现零售套餐价格超阈值或用户未选择封顶选项等异常时，交易平台需对用户进行提醒并报告主管部门 [53][54][56] - **冷静期设置**：零售用户未选择价格封顶选项时，将进入48小时冷静期，冷静期内合同不可签章，用户可重新选择套餐 [55] - **纠纷申诉**：零售用户对合同签订有异议可通过交易平台发起申诉，售电公司需在规定期限内解释说明，交易中心需定期披露纠纷处理情况 [55] 信息公开机制 - **公开渠道与内容**：山东电力交易中心需通过交易平台、App、公众号等渠道常态化披露市场信息、价格信息及风险提示，价格信息包括批发市场价格、零售侧结算均价、各类型套餐签约用户数量及均价、封顶价格上浮数值等 [57][58] - **风险提示内容**：包括未执行价格封顶选项的零售用户名单（特别标注非电网直供单位）、未执行封顶用户数量占比前10%的售电公司名单，以及零售套餐实际结算均价与参考价差值前后各10%的售电公司名单 [58]

我国电力零售市场发展现状与成就 - 截至今年8月，全国售电公司数量已超过4200家，为97万用户提供了购电选择权，多元竞争格局基本形成 [3] - 各地交易中心推出“菜单式”零售套餐，引入“分时”与“批零联动”因素，并建立电力零售交易平台，推动零售业务走向标准化 [4] - 伴随《电力市场运行基本规则》《售电公司管理办法》等基础制度出台，我国电力零售市场已初步构建起“批发市场价格与售电价格联动、市场主体多元竞争、用户选择丰富多样”的市场化形态 [5] 当前零售市场商业模式的核心问题 - 当前以“电量批零价差”为核心的零售市场商业模式，使用户与售电公司陷入“零和博弈”困局 [1] - 部分售电公司、居间商借助信息不对称谋取短期利益，损害用户权益并扰乱市场秩序，倒逼部分省份出台“一刀切”式的计划手段限制售电公司收益 [1] - 现行以计划方式核定的峰、平、谷电价机制，价格信号时效性与精准度不足，难以有效激励负荷侧开展精准实时互动 [1] 高比例新能源并网带来的新挑战 - 风电、光伏等新能源的间歇性和波动性叠加其占比增高，使传统“源随荷动”的电力平衡模式面临巨大挑战，系统对低成本灵活性资源的需求已从“辅助补充”转变为“刚性支撑” [6] - 当前零售市场机制缺乏对分散资源聚合、规模化参与系统调节的高效激励与精准引导，难以将用户侧调节潜力转化为实际的系统灵活性资源 [6] - 传导至终端用户的批发侧价格多为一定周期内的现货市场均价，且联动比例有限，导致面向终端用户的电价信号钝化且部分扭曲，难以真实反映新能源波动产生的系统实际供需变化 [10] 零售市场面临的具体瓶颈 - 信息透明度与传播效率有待提升，批发市场价格信号的复杂性提高了普通用户的认知与决策门槛，导致大量用户依赖居间商 [7][8] - 零售市场同质化竞争严重，发电企业背景的售电公司凭借资源优势占据市场主导地位，独立售电公司面临更大竞争压力 [9] - 为保护用户利益，部分省份出台售电公司批零价差收益上限管控政策，限制了独立售电公司在业务创新和增值服务上的投入意愿和能力 [9] - 当前零售市场规则侧重于规范交易行为和防范套利风险，在支持终端用户参与系统调节、售电公司创新商业模式等方面有待深化改革 [11] 零售市场改革的未来方向与核心建议 - 电力市场正迫切呼唤一场以“价值传导”与“价值共享”为核心的零售市场深刻变革，推动零售市场从“价差套利”向“价值创造”转型 [2] - 构建高效透明的信息传导体系是激活零售市场的先决条件，需实现批发市场与零售市场的“双向透明” [14] - 应建立强制性的售电公司关键经营信息披露机制，电力交易中心应按月度披露售电公司历史售电收益、购电成本、收益共享比例等情况 [14] - 应发挥基层供电企业作为独立第三方的作用，面向海量终端用户开展宣传引导与信息解读，解决信息触达的“最后一公里”问题 [15] - 零售市场最终应推广基于“收益共享、风险共担”逻辑的新型商业合约，推动售电公司与用户从传统的买卖关系转变为合作共赢的伙伴关系 [16] - 应激励售电公司通过交易决策能力、资源聚合能力组织用户进行需求响应，所创造的增量收益应通过收益分成等方式与用户共享 [16] - 这种价值共享模式将用户与售电公司之间的“零和博弈”转变为“正和共赢”，形成“用户获益—售电公司创新—系统成本降低”的良性循环 [17]

文章核心观点 - 中国电力零售市场正面临从“价差套利”向“价值共享”的深刻变革，以解决高比例新能源并网和电力现货市场深化背景下的机制不匹配问题 [2] - 当前以“电量批零价差”为核心的商业模式导致用户与售电公司“零和博弈”，并限制了需求侧灵活性资源的激活 [2][6] - 构建新生态需通过信息透明化、重构商业模式、完善价格机制，将售电公司功能从“中间商”提升为“价值整合商”，最终实现“正和共赢” [11][14][15][16] 我国电力零售市场发展现状 - 市场主体繁荣，截至2025年8月全国售电公司数量已超过4200家，为97万用户提供购电选择权，多元竞争格局基本形成 [3] - 发电背景的售电公司凭借电源侧成本优势在零售市场中占据主导地位，政府已针对市场份额及收益实施监管措施 [3] - 零售套餐丰富多样，交易平台推动业务标准化，部分地区开始推出与用户调节能力相关的套餐，服务模式多元化 [4] - 国家出台《电力市场运行基本规则》等基础制度，各地建立健全零售交易细则，部分省区设置售电公司批零价差上限以保障用户利益 [5] 当前零售市场面临的挑战 - 信息透明度与传播效率不足，导致用户依赖居间商，形成“信息壁垒→用户依赖居间商→平台低效→市场竞争弱化”的恶性循环 [7] - 零售市场同质化竞争严重，发电背景售电公司占主导，独立售电公司面临压力，政府价差收益上限管控限制了业务创新投入 [8] - 零售电价机制未能精准反映电能时空价值，传导至终端的价格信号钝化，限制了售电公司新商业模式的价值空间 [9] - 售电公司在新型电力系统中的功能定位需从“中间商”转变为聚合管理用户侧资源的“价值整合商”，现有规则在支持商业模式创新方面有待深化 [10] 构建零售市场新范式的路径 - 构建高效透明的信息传导体系，实现批发市场信息向售电公司开放，并建立售电公司关键经营信息的强制性披露机制 [12] - 发挥基层供电局作为独立第三方的作用，以通俗方式向终端用户进行市场教育，交易平台需提供便捷的决策支持工具 [13] - 推广基于“收益共享、风险共担”的新型商业合约，对基准代理价格设置上限保障用户基本利益，对需求响应创造的增量收益实行分成激励 [14] - 新范式将“零和博弈”转为“正和共赢”，通过“稳保障”与“强激励”协同，形成“用户获益→售电公司创新→系统成本降低”的良性循环 [15]

全国统一电力规则体系对售电公司的影响 - 全国统一规则体系覆盖全交易品种和全环节 推动电力市场体系建设进入快车道 [2] - 统一规则为售电公司破除跨区经营壁垒 激发产品创新活力 赢得社会信任奠定基础 [2] 统一规则降低交易成本和合规风险 - 全国统一注册规则实现"一地注册 多地共享" 显著降低市场准入成本与行政负担 [3] - 统一信息披露标准解决信息获取不公平 不及时问题 提升市场透明度与运营效率 [4] - 公司业务遍及全国11个省份 覆盖两大电网经营区域 涵盖零售 交易及虚拟电厂业务 [3] 规则统一促进产品创新和服务优化 - 批发交易标准化降低零售套餐设计复杂性 使设计重心回归用户需求本身 [5] - 消除地域规则差异制约 为融合分布式光伏 用户侧储能 充电桩等创新方案扫清障碍 [5] - 显著提升售电公司在用户侧的服务深度与灵活性 [5] 增强市场信任的实践路径 - 严守规则和诚信经营是生存发展的根本 需确保所有业务活动公开透明 [6] - 需加强电力交易 风险管理 负荷预测等专业能力建设以保障服务质量 [7] - 优化服务流程与响应机制 提供有竞争力综合能源方案 提升用户满意度 [7] 市场机制建设的支撑作用 - 省级电力市场普遍建立售电公司信用评价体系 辅以成熟信息披露机制 [7] - 制度性建设为用户提供评估售电公司资质的透明渠道 增强选择信心 [7]

全国统一电力市场规则对售电公司的积极影响 - 全国统一规则体系的建立为售电公司破除跨区经营壁垒、激发产品创新活力、赢得社会信任奠定坚实基础 [1] 降低跨区域交易成本与合规风险 - 全国统一的注册规则实施后，售电公司可选择在任一交易中心完成注册，并通过扩展业务范围的方式推送至其他省份审核，实现“一地注册、多地共享”，有效降低市场准入成本与行政负担 [2] - 在统一注册规则实施前，公司业务遍及全国11个省份，需依据各省份迥异的规则分别准备注册材料，耗费大量人力物力，部分区域存在限制外省售电公司参与市场的隐性壁垒 [2] - 统一的信息披露规则解决了过去标准不一、内容不全、时效滞后、获取渠道分散等问题，使市场主体能更精准高效地掌握市场动态，优化运营决策 [3] 促进产品与服务方案创新 - 规则体系对发电侧与售电侧之间的批发交易进行标准化与规范化，极大降低了售电公司设计电力零售套餐或综合能源服务方案时面临的规则复杂性 [4] - 规则统一后，售电公司无需过度考量地域规则差异带来的制约，设计重心得以回归用户需求本身，可更专注于根据用户实际用电特性量身定制零售套餐 [4] - 规则为创新性地融合分布式光伏、用户侧储能、充电桩等元素设计更具竞争力的综合能源解决方案扫清了障碍，显著提升了在用户侧的服务深度与灵活性 [4] 增强公众信任与市场规范 - 售电公司将严守规则、诚信规范经营作为生存与发展的根本，并以此赢得电力用户信任 [5] - 增强公众信任的路径包括强化合规经营确保所有业务活动公开透明、提升在电力交易及风险管理等方面的专业能力、以及优化用户体验提升用户满意度 [5] - 主要省级电力市场已普遍建立售电公司信用评价体系，辅以成熟的市场信息披露机制，为用户提供可靠透明的公开渠道以评估售电公司资质，增强用户选择信心 [6]