截至2026年3月，我国风电、太阳能发电装机容量合计已突破18.9亿千瓦，占全国总发电装机容量的47.8%，电力系统"高比例新能源、高比例电力电子设备"的"双高"特征日益凸显，系统实时功率平衡与安全稳定运行压力持续加大。

当前我国电力需求侧响应能力整体偏弱，大量工业、居民、储能和电动汽车等柔性负荷资源未得到有效激活，难以适应新型电力系统源网荷储协同互动的运行要求。

当前零售电价以政府核定的分时段固定电价为主，部分直接参与电力市场交易的用户逐步采用市场化形成的分时电价。但该模式仍难以实现实时电价信号向终端零售用户的有效传导。

这种割裂直接导致两个矛盾现象并存：

实时电价信号无法传导至终端，使得零售用户的用电决策脱离系统实际运行需求，大量可调节负荷缺乏价格引导，无法主动错峰、填谷，造成电力系统峰谷差持续拉大，调峰压力剧增。

在我国现行市场模式下，售电公司既要承担电力中长期与现货市场价格波动风险，又要面对用户用电负荷预测偏差引发的偏差考核风险。在批发侧与零售侧价格传导脱节的背景下，售电公司成为价格波动风险的主要承担主体。

电力现货价格以15分钟为周期频繁波动，峰谷价差可达数倍。由于零售用户电价未能与实时价格同步联动，售电公司难以将批发侧价格风险有效传导至终端用户，形成显著的价格与偏差风险敞口。

2025年下半年以来，浙江、陕西、河南、山东、广东等省份陆续出台措施，明确约束售电公司在年度交易及中长期市场中的零售定价或"批零价差"收益，要求其在合同或结算中体现价格上限、费用联动或超额收益分享等机制。

以广东为例，2025年11月广东电力交易中心提出建立售电公司超额收益分享机制：自2026年起拟对各售电公司月度平均度电批零差价高于差价收益上限1分钱的部分，按照1:9比例由售电公司与零售用户分享。

根据《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）要求，自2026年3月1日起，直接参与电力市场交易的经营主体执行市场分时电价。

向零售用户传导实时电价，核心价值在于以市场化价格信号引导用户自主响应，释放海量柔性负荷资源。实时电价能够精准反映电力的时间价值，用户可根据新能源实时出力变化引发的电价波动自主调整用电行为：在负荷高峰、新能源出力不足时段，电价上行将激励用户主动削减非必要负荷；在新能源出力充裕时段，电价下行将引导用户增加可调节负荷用电，实现负荷精准削峰填谷。

实时电价传导机制能够有效改变售电公司单独承担市场风险的现状，将批发侧实时价格信号同步传递至终端用户，促使价格波动风险在各类市场主体间合理分担。售电公司可聚焦为用户提供负荷优化、储能运维、绿电交易、用能效率提升等多元化增值服务，推动从传统电力供应商向综合能源服务商转型。

有研究指出，售电公司从"卖电"转向"能源即服务"的路径包括：把交易做成"组合管理"、把偏差从"事后追罚"变成"事前管理"、把绿电绿证与碳资产打包为合规服务、通过虚拟电厂参与辅助服务、发展综合能源服务与数字化增值服务。

实时电价向零售侧有效传导，是健全电力市场化价格形成机制的关键环节，有助于充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，实现批发侧与零售侧价格的无缝衔接，使得电价能够真实反映电力的时间价值、供需关系与稀缺属性。

浙江的实践表明，通过建立基于用电特征的零售套餐参考价机制，每个零售用户因其自身分时用电量曲线不同，形成各不相同的零售套餐参考价，体现了自身用电行为和现货市场分时价格信号对用电成本的影响。

精准计量是实现实时电价有效传导的重要前提。当前，我国部分居民用户及中小工商业用户尚未配备满足实时计量、双向通信要求的智能计量装置，用电数据采集频次与精度有限，难以支撑实时电价信号向终端用户高效传导。

应加快推进智能电表升级改造，全面推广具备实时采集、双向通信及分钟级乃至秒级计量能力的高精度智能电表，实现用户用电数据的精准记录与同步上传。同时应大力推动用户侧智能终端与储能设施建设，依托物联网技术实现用电设施与电价信号的自动响应联动。

建议公开电力市场实时电价、当日及未来短期电价预测数据，支持用户通过手机APP、微信公众号、官方网站等渠道便捷查询。同时建立电价动态预警机制，根据电价波动幅度设置分级预警阈值，当实时电价触及预警水平时及时向用户推送提醒信息，引导用户合理调整用电时段。

监管机构与电力交易中心应联合制定标准化零售合同范本，明确实时电价传导规则、结算流程及风险分担机制等核心内容，鼓励售电公司与用户签订电价实时联动型零售合同，实现零售电价与批发侧实时价格高效衔接。稳妥推广代理费模式，逐步改变售电公司依赖批零价差的传统盈利方式，使售电公司不再承担市场价格波动风险，仅按用户用电量或服务内容收取固定或比例服务费。

实时电价将重塑储能收益模型。单一峰谷价差套利模式收益承压，储能项目需转向"现货套利+辅助服务+容量补偿"的多维收益组合。能够精准预测电价走势、动态调整充放电策略的运营商将获得竞争优势。

价格不确定性将倒逼企业评估生产弹性与用电策略。负荷曲线的弹性将成为创造收益的资源——能够移峰、削峰、快速响应的资源，将通过更低的综合购电成本或需求响应收益体现价值。企业用能数字化水平的提升需求更为明确，更精细的分项计量与负荷预测在动态分时环境下具有直接经济性。

分布式光伏的投资收益逻辑将被颠覆。过去基于固定电价和固定分时电价的简单收益模型，将转换为动态收益模式。分布式主体若参与市场化交易（聚合、虚拟电厂等路径），需面对预测偏差、曲线申报、结算规则等专业要求，分布式光伏的投资方和运营-交易方将逐步分离。

1. 评估企业负荷曲线的"弹性价值"。在实时电价环境下，能够灵活调整用电时段的企业将获得显著的成本优势。建议工商业主尽快完成负荷特性诊断，识别可调节负荷资源。

2. 关注零售合同条款的"实时联动"设计。2026年起，多地已推行"固定电价+现货价格联动"的混合定价模式。建议与售电公司协商更灵活的合同条款，避免锁定过高比例的固定电价。

3. 提前部署智能计量与数据采集能力。实时电价机制依赖高精度、高频率的用电数据支撑。建议参照ADW300A等具备分钟级电能冻结与双向通信能力的计量终端方案，为精准核算奠定硬件基础。

4. 重新评估储能项目的收益模型。在实时电价环境下，储能项目的收益来源将从单一峰谷套利扩展为多维收益组合，需将现货套利、辅助服务、容量补偿等纳入收益测算框架。

零售电价传导机制的改革，本质上是电力市场化改革的"最后一公里"。它决定了一个关键问题：电力市场的价格信号能否穿透批发-零售的壁垒，真正触及终端用户，从而激活需求侧响应能力，提升新能源消纳水平。

从固定电价到市场化分时电价，再到实时电价传导，每一次跃迁都在重塑电力市场的运行逻辑。对售电公司而言，这意味着从"赚价差"到"管风险+做服务"的转型；对工商业用户而言，这意味着用电策略从"被动接受"到"主动管理"的升级；对储能、虚拟电厂等新型经营主体而言，这意味着收益模式从"政策套利"到"市场博弈"的切换。

谁先完成从"固定电价思维"到"实时电价思维"的认知切换，谁就能在新的电力市场格局中占据先机。