电力交易市场 “批零倒挂” | 售电公司如何走出困境
2026年1月，国内部分区域售电市场出现批零倒挂现象，售电企业结算端零售侧均价低于批发侧均价，叠加政策调整、极端天气、考核规则等多重因素集中影响，不少售电企业陷入亏损困境，成为当下售电市场的关注焦点。究竟是哪些原因，让售电市场在1月遭遇这样的困境？背后是六大因素的集中叠加影响！
年初不少售电企业新签合作用户，其中包含大量电力增量用户。这类用户的用电规律、负荷特性尚未形成稳定可追溯的数据体系，让售电企业的负荷预测工作失去有效参考依据，前期的电力采购规划与用户实际用电情况极易出现偏差，为后续的电力结算、电价成本把控埋下潜在风险。
区域内日前电价出清逻辑迎来政策性调整，参考用户侧申报数据成为核心变化方向。这一调整下，若用户侧日前申报电量过多，会直接引发日前价格大幅飙升，而实时价格反而更能真实反映市场的实际电力供需情况。电价形成机制的改变，打破了售电企业以往的价格预判节奏，对电价的整体把控难度大幅提升。
电力现货结算的考核规则堪称严苛，考核要求直指售电公司运营细节，且考核触发易、成本高。更关键的是，若售电公司所签用户体量较小，均分至每个时段的电量更少，电力市场稍有波动就可能触发考核，直接推高中长期曲线考核成本，进一步加剧亏损。
1月19日-23日，多省份遭遇寒潮+暴雪的极端天气，成为推高电价的重要导火索：一方面，光伏电站被积雪覆盖，光伏发电几乎停滞，电力供给端大幅缩水；另一方面，居民采暖负荷急剧增长，电力需求猛增，供需失衡下，现货电价迎来一轮飙升。
从1.19-1.23全网统一结算点的价格数据来看，无论是日前价格还是实时价格，均在这一时间段内出现明显上涨，部分时段价格涨幅显著，售电公司批发端购电成本大幅增加。
（上图为1.19-1.23全网统一结算点日前价格）
（上图为1.19-1.23全网统一结算点实时价格）
国内不少用户安装有分布式光伏，而此次暴雪寒潮天气，让用户侧光伏发电量大幅减少。原本可通过自发自用降低外购电需求的用户，不得不增加电网购电量，且用电高峰尤其是中午时段的用电量上限无法准确预测，售电公司只能在电价高位时采购电力，进一步推高购电成本。
区域内最新售电政策明确规定，单个用户度电购电成本价差高于8厘的部分，售电公司需与用户二八分。这意味着，即便售电公司当月整体经营处于亏损状态，对于部分套餐价格较高的用户，仍需按规定进行返利操作，让本就承压的经营状况雪上加霜，亏损程度进一步加深。
售电市场的批零倒挂，是电力市场多重变量共同作用的结果，既包含极端天气这类不可抗的自然因素，也涵盖政策调整、考核规则设置、市场主体运营能力、用户端用电变化等多重可控与待优化因素。这一现象也为国内售电市场各方敲响警钟，售电企业亟需进一步提升负荷预测、市场风险把控、应急处置等核心能力，市场层面也需在政策制定、考核规则设计上精细化优化。
林洋智维凭借AI负荷预测、电价预判、偏差精细化管控等核心能力，能为售电企业提供从交易策略制定到风险应急处置的专业解决方案，精准破解负荷难测、价格把控难、考核风险高等行业痛点，同时依托虚拟电厂、风光储协同调度等业务能力，有效应对极端天气下的能源供需波动，助力售电企业提升运营能力，与市场各方携手推动电力市场更平稳、健康发展。
内容：电子咸鱼
责编：七七
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