2026年4月，中国电力市场经历了一轮剧烈的价格重构。以广东为代表的现货市场，在短短数日内完成从稳定运行到快速上行的切换。日前加权均价从约310元/兆瓦时快速攀升至678元/兆瓦时，部分时段实时电价逼近1000元/兆瓦时，较2025年全年均值实现翻倍增长。

根据最新公布的5月中长期价格可见，风险已从现货端扩展至月度中长期合同端，月度集中竞价相较4月上涨34.4%，月度双边协商上涨28.5%，月度中长期综合价则上涨29.8%。与之形成强烈对比的是售电公司在年度交易中锁定的2026年零售价格，普遍集中在372元/兆瓦时左右。这种“固定零售价格+浮动购电成本”的结构，在价格上行周期中迅速演变为系统性亏损来源。

在区域层面，广西与安徽同样出现类似情况。广西售电行业一季度累计亏损接近8亿元，部分企业资金链承压；安徽单月亏损超过1亿元，行业风险敞口集中暴露。

一、批零倒挂的本质：固定零售 +浮动购电成本的结构性错配

本轮危机的核心，并非简单的价格上涨，而是电力市场中“收入固定化、成本市场化”的结构性错配。

在当前机制下，售电公司通常通过年度长协锁定零售价格，例如372元/兆瓦时左右的固定价，而实际购电侧则高度依赖月度交易与现货市场。当现货价格因燃料成本（LNG、煤价）上涨、极端天气导致供需紧张时，边际机组（气电、煤电）成本迅速抬升，直接推高市场出清价格。

2026年4月广东市场中，气电机组占比超过20%，在边际定价机制下成为价格“锚点”，叠加煤价持续高位，使现货价格出现快速上移。而售电公司在缺乏充分中长期覆盖的情况下，被动承接高价现货采购，形成系统性亏损。

更关键的是，这种风险并非短期现象，而是在市场化改革深化后逐渐固化的结构性问题。

二、现有零售套餐结构的失效：固定价模式成为风险放大器

过去数年，售电行业普遍采用“固定价长协+现货补充”的零售模式，其逻辑建立在一个前提之上：现货价格长期低于长协锁定价。

但这一假设在2026年被彻底打破。随着燃料成本上行与极端天气频发，现货价格不再是“补充价格”，而是阶段性主导价格。当现货价格突破年度长协价、乃至中长期综合价时，固定零售价格反而成为“亏损上限”，而非“利润保护”。以月售量5亿度电的售电公司为例，批零价差为483.43（月度中长期综合价）-372.14（年度长协价）=0.111元/千瓦时：

三、套餐结构转型：从“固定价”转向市场联动定价

从零售套餐结构演进来看，一个非常明显的变化是：传统以“固定价长协”为核心的定价模式正在弱化，取而代之的是与中长期及现货市场价格联动的结构化定价体系。

从各省实践进展来看，这一转型已经呈现出清晰梯度。

在联动程度最高的一类地区，零售价格已基本与批发市场及现货价格深度绑定，联动电量比例超过50%。例如陕西省已实现与批发均价100%联动，峰谷价差更多由市场供需决定，而非政策性分时机制主导。

在中等联动地区，市场价格已成为重要参考，但仍保留部分固定价格或政策性结构。如江苏省整体联动比例约50%，其中直接与现货市场挂钩的电量比例约5%–15%。

整体来看，无论地区差异如何，一个共同趋势已经非常清晰：零售电价正在从“全量固定锁价”，逐步转向“中长期均价+现货价格”的联动定价体系，价格形成机制正从政策主导，转向市场信号主导。

四、SMM报价体系的价值：从参考价格到市场定价基准

在当前电力市场价格波动加剧的背景下，一个更突出的问题正在显现：市场缺乏稳定、透明且跨区域可比的价格参考体系。

由于各省电力市场机制存在差异，不同交易中心之间在中长期、现货及零售结算规则上均不完全一致，导致价格信号呈现一定程度割裂。零售套餐设计因此更多依赖经验判断，而非统一的市场化基准。

在此背景下，SMM报价机制的价值逐步显现。

1. 首先，其为分时、非分时及浮动型等不同零售套餐提供相对统一的价格参考，有助于售电公司在设计套餐结构时建立基础定价锚点。
2. 其次，通过持续跟踪多省市场价格变化，可形成跨区域的价格对比框架，从而提升对不同省份市场波动与价差结构的判断效率。
3. 再次，在零售套餐设计与服务费定价过程中，该参考机制可作为“浮动基准价”使用，使不同套餐之间的价格结构更具可解释性，也降低终端用户对复杂计价方式的理解成本。

从发展趋势来看，随着电力市场从政策主导定价向市场化定价逐步过渡，这类标准化参考工具的重要性将进一步提升，并有望从当前以江苏等市场为基础的分时/非分时浮动套餐分析，逐步扩展至更多省份，形成更具覆盖性的价格参考框架。

目前，SMM已在官网（https://hq.smm.cn/electricity-power）上线电力零售市场专区，后续将持续完善各省零售套餐相关报价体系，并结合市场变化与政策调整，发布更具深度的分析内容，以更好服务行业用户与市场参与者。