电力零售市场限价：探索市场机制与公共利益间的“最优解”

金叶 李浩然 郭伯威   中国人民大学应用经济学院

近年来，浙江电力市场持续通过设定零售封顶条款，引入风险预警机制等手段，引导售电公司理性报价、稳定用户用能预期。青海、山东等地也在积极酝酿类似方案，试图通过限价制度为竞争性市场“划定边界”。当前，电力市场改革全面提速、零售侧竞争逐步展开，零售限价在某些阶段性条件下确实发挥了保障用户权益、稳定市场秩序的积极作用，但也应看到，零售限价并非治本之策，其长期存在可能影响价格机制的有效性与市场活力。应当通过纳入各类竞争主体、丰富交易品类和完善信息披露机制等方式进一步建设市场，引导零售价格理性回归、提升零售服务质量，真正推动形成“优胜劣汰”的竞争格局。

01电力零售市场限价的理论基础

在全球范围内的电力零售市场由计划垄断向竞争放开转型的过程中，限价机制作为公共政策工具被广泛采用。在经济学理论框架下，价格机制作为资源配置的核心手段，在完全竞争市场中能够实现帕累托最优，即通过价格信号引导生产与消费达到均衡，最大化社会福利。然而，电力市场尤其是零售环节，通常难以满足完全竞争的基本假设条件，其本身具有多个市场失灵特征，为价格干预提供了理论依据。

首先，由于零售用户换约成本高、信息不对称严重、品牌粘性强，容易形成局部市场势力，出现零售商高价锁定、消费者剩余受损的情形。其次，电力需求价格弹性低，导致价格上升难以通过抑制需求自动实现均衡。电力用户，尤其是居民和中小工商用户，其短期用电刚性强，面临价格上涨时往往难以有效调整用能结构或迁移至其他供应商，从而在市场波动加剧、批发价格快速上涨的情况下受到价格冲击，遭受效率与公平双重损失。最后，从动态角度看，零售市场培育初期的准入不对称和定价策略博弈也可能带来劣币驱逐良币的问题。部分售电商可能通过“掠夺性定价”争夺客户、扰乱价格信号，最终导致市场参与者信心丧失、有效供给减少。因此，适当的限价机制可作为外部性纠偏和制度稳定器，在市场尚不成熟阶段维护定价秩序，保障消费者权益。

在我国，“电改”不仅是经济体制改革的重要组成部分，更承载着保障民生、促进绿色转型等多重目标。随着电力零售市场的逐步放开，各类售电主体面向工商业用户、居民用户乃至公共机构提供多样化套餐服务，包括固定电价、价差分享、绿色电力合约等。电价成为用户生产经营与生活支出的核心变量之一。若电价水平长期高企，将直接推升制造业与服务业的用能成本，侵蚀企业利润空间，削弱其市场竞争力;同时也可能引发居民端电费负担加重，特别是对中低收入家庭形成挤压，影响能源公平与社会稳定。因此，零售市场限价在关键环节通过制度设计对市场预期加以引导、对改革节奏进行把控，是发挥“有为政府”调节功能的重要手段。通过科学设定价格上下限，有助于在“抑制市场失灵”与“维持价格信号功能”之间实现平衡，稳住终端用户的用能成本。

02国际先行经验与得失分析

在全球电力市场化的进程中，改革先行者如英国、美国、澳大利亚等的零售市场限价制度均经历了从过渡保护到放开，再到动态回调的螺旋式演进路径。这种“引入—放开—重启”的周期性调节核心逻辑在于：以制度化的价格上限保障消费者权益、遏制市场势力滥用，同时为零售市场培育初期的竞争机制提供稳定环境。

(1)限价概况

英国自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，推动居民电价下降13%–17%。2002年认为市场竞争已成型，全面放开限价。2016年CMA调查显示约50%居民滞留于高价合约，每年多支出电费14亿英镑。2019年重新引入动态价格上限，每半年调整一次，设定1.9%利润率，首年为用户节省电费10亿英镑。2021—2022年能源危机期间，天然气批发价格急剧攀升，电价上限大幅调整，引发29家售电公司倒闭，400万用户受影响，政府通过财政补贴最终将能源价格涨幅控制在27%。

美国多州在1990年代末开放零售市场。加州1996年要求三大电企将零售价下调10%并冻结至2000年，却直接导致太平洋煤气电力公司因电力批发价暴涨300%而破产，全州轮流停电。此后，多数州转向弹性限价机制，如德州允许80%燃料成本传导，加州设定10.5%净资产收益率上限，超出部分返还用户。

澳大利亚自2002年起逐步放开零售市场，初期设有政府根据“基准批发价+零售成本”核定的“标准零售价”。各州随着竞争深化在2009—2015年相继取消限价，但在2017年发现默认用户电价偏高，零售利润过厚。2019年，联邦政府重新引入“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%，但也使得零售商数量由32家降至21家，小企业行业平均ROE从8%降至5%，生存压力加大。

(2)制度设计

从国际实践看，限价机制大致可分为三类。

一是成本加成型动态价格上限机制，例如英国，由监管机构定期测算售电成本构成，如燃料成本、输配电费用、环境义务与运营支出，并在此基础上设置利润上限，提升政策透明度与价格可预测性。

二是利润区间返还机制，如美国加州，通过设定“合理收益区间”允许企业获得一定回报，但当净资产收益率(ROE)超过一定限制时，自动触发超额利润返还。这种机制兼顾了成本控制与效率激励，有效地保护了消费者利益，是价格—利润联动的典型实践。

三是参考电价机制，如澳大利亚，每年核定“合理成本+合理利润”来制定标准零售价格，为不主动换约用户提供价格“天花板”，在保障消费者权益同时，保留竞争空间。

从监管弹性看，美国与澳大利亚机制相对更加市场化，鼓励供应商在价格区间内灵活竞争;而英国机制强调保护功能，价格管制属性更强。

(3)经验与反思

尽管限价政策在阶段性目标实现上有效，但其副作用亦值得警惕：一方面，在能源价格剧烈波动时，刚性限价可能阻断成本传导路径，使零售商因利润空间压缩而集中退市，引发系统性经营风险，甚至导致电力断供危机。另一方面，长期限价抑制价格分化，可能弱化竞争活力、阻碍市场机制发育，使市场份额向大型企业集中，限价后的电价趋同也压缩了用户主动换约的激励。

国际经验启示我们，零售限价应是阶段性调节工具，而非永久性干预措施。其设计需遵循“弹性调整+预期明确+适时退出”的原则，既防止初期市场失序，又不抑制长期竞争机制的成长。

03我国零售限价探索的前沿动向

(1)浙江经验

浙江作为电改先行省份，自2015年新一轮电改启动以来为全国电改的探索提供过不少思路和参考，在零售限价方面逐步实践出一套“封顶条款+风险预警”的特色制度。2023年12月12日，浙江省发改委、省能源局联合印发《关于做好2024年度浙江省电力市场化交易相关工作的通知》，通知明确为固定价格的零售电量套餐绑定一个市场封顶价，用户在签订套餐合约时若勾选了封顶条款，在最终结算时将支付套餐价格和封顶价格的低值。封顶价格每月调整，具体计算公式为(年度交易均价×0.8+月度交易均价×0.2)(1+X)，其中X为上浮系数(X最大为0.6)。例如，某用户与售电公司签约了固定价格为0.46元/千瓦时的零售套餐，2023年2月市场封顶价为0.459元/千瓦时，则按后者结算;若3月份市场封顶价格为0.463元/千瓦时，则按套餐价0.46元/千瓦时结算。此种设计有利于进一步增加用户的知情权、选择权，在保证售电公司合理收益的基础上，使用户电价就低不就商，权益得到有效保障。对于售电公司，也能够引导其理性定价，有序参与市场竞争。

此种政策调整引发了业内热议，不同主体对其有不同解读。有观点认为该机制将顺价模式改回了价差传导，可能削弱零售市场与批发现货市场的价格衔接;也有声音表达了封顶价格对售电商盈利和生存空间可能造成挤压的担忧。但总体来看，改革需要动态调整，尤其是在煤电联动滞后、电力现货尚未完全启动背景下，保用户、稳预期是工作重点。浙江通过价格边界和风险提示制度实现了对市场的有效引导，在中小企业众多、电价敏感性高的市场现状下体现了政策的“公共服务导向”，为后续改革机制的引入和落地打下了坚实基础。

(2)青海实践

青海作为西部省份，在电力市场化改革中稳步推进，近年来也在探索适应本地市场结构和用户特征的零售限价制度。2025年4月，青海电力市场管理委员会发布关于征求《青海省2025年电力零售市场零售套餐限价方案(征求意见稿)》意见建议的通知，提出了针对不同套餐类型设置价格上下限的限价框架，意在引导市场理性竞争、稳定用户预期、增强终端用电成本的可控性。对于固定服务费率套餐，规定2025年价格下限为0元/兆瓦时、上限为20元/兆瓦时;而对于更为市场化的固定价格+价差分成套餐，则根据2024年青海省批发市场平均交易价303元/兆瓦时，设置其零售电价区间为260元/兆瓦时(下浮15%)至350元/兆瓦时(上浮15%)，确保价格机制既可反映市场波动，又有稳定区间缓冲剧烈涨跌。特别值得注意的是，青海在绿色电力和普惠保障方面同步发力。绿色套餐延续了固定服务费率设计，设置为0–20元/兆瓦时区间，体现了政府在引导可再生能源消费上的政策导向。而微利套餐则对小微企业用户实行普惠性支持，将费率压缩在0–3元/兆瓦时之间。

总体来看，青海此次限价政策方案以“结构清晰、分类施策、兼顾效率与公平”为特点，回应了当前市场中价格波动幅度加大、用户价格敏感性增强的现实背景。在现阶段电力现货市场尚未全面启动、电价传导机制仍在完善的情况下，此类政策尝试体现出政府在“防剧烈波动、保底线公平、促机制过渡”三方面的取向。未来，随着现货价格形成机制的进一步落地，这类限价政策也有望逐步与市场化定价逻辑实现更紧密对接。

04政策启示

从国际经验与本土探索来看，零售限价机制本质上是一种阶段性调节工具，主要在电力市场转轨期、竞争尚不充分时发挥定价兜底与行为规范的功能。在当前我国电力市场改革不断深化、电力现货试点稳步推进的背景下，限价制度对于稳定终端用电预期、引导理性竞争行为仍具有现实意义。尤其是在售电主体结构尚未多元化、用户自主换约比例偏低、价格波动对中小用户冲击较大的情况下，适当的价格干预有助于平衡效率与公平，增强社会对市场化改革的信心。

但应看到，限价机制并非越严越好，更不能演变为压制市场活力的长期行政工具。在我国当前批发价格逐步反映边际成本、零售市场逐渐形成价差竞争格局的基础上，限价政策应更多承担“保底线、稳预期”的角色，而非替代市场发现价格的功能。这要求在设计价格上限时，兼顾售电企业正常运营所需的合理利润空间，防止“利润挤压”效应导致优质主体退出、市场服务能力下降。同时，要为差异化定价和多元化合约提供制度空间，让价格机制成为激励企业创新、引导用户理性决策的重要抓手。

此外，伴随我国能源结构转型和电力系统运行方式的深刻变革，传统静态限价模式已难以应对日益频繁的价格波动和结构性供需错配问题。应当充分借鉴国外经验，推动构建包括燃料成本联动、批发市场均价浮动、风险预警信号反馈等在内的动态机制。尤其在新能源出力不稳定、区域负荷差异显著、天气等外部变量显著增强的背景下，限价机制本身也要具备“随行就市”的弹性，增强制度本身的抗冲击能力。

更为关键的是，零售限价亦应明确阶段性定位与退出路径。在我国现货市场尚未全面铺开、用户侧响应机制尚不健全的阶段，可以通过限价机制托底定价秩序;但随着市场制度日趋完善，应结合用户换约率提升、价格信息透明度增强等进程，逐步淡化限价政策的市场影响，推动其从“兜底干预”有序转向“事后监管”。同时，要强化对售电行为的常态化监测，防止头部企业滥用市场地位，确保放开后的市场仍具备足够的可竞争性与服务多样性。

简言之，电力零售限价政策的关键，在于找到市场机制与公共利益之间的平衡点。唯有动态调整、合理预期与制度性退出相结合，才能真正实现以限促放、以管促建，为我国电力市场高质量发展夯实制度基础。