赣州市售电业务可行性分析研究报告

——基于2026年江西电力市场新政与行业变局的综合评估

（肖进星2026.10.10）

研究范围：江西省赣州市（不含信丰县）

目标客户：年用电量100万千瓦时以上工商业企业

数据截止：2026年9月

编制日期：2026年10月

摘　要

2026年是中国售电行业深度调整的关键年份。国家发展改革委、国家能源局于年内就2026年版《售电公司管理办法》公开征求意见，明确引导售电公司从「价差套利」向「综合能源服务商」转型；江西省于5月1日起实施零售市场价格调控新政，将售电公司月度平均批零价差上限由10元/兆瓦时下调至5.1元/兆瓦时（即5.1厘/千瓦时），现货价格联动比例上限由20%提升至50%。在此背景下，全国售电行业出现大面积亏损：2026年上半年广东500家零售售电公司中298家亏损，亏损面达59.6%；2026年1—8月广西售电行业累计亏损超20亿元，9家央企售电公司联名请求纾困，全年亏损或突破50亿元。行业「价差红利」消退已成定局。

本报告以赣州市为研究对象，从市场容量、竞争格局、政策环境、客户获取、财务效益、社会效益、风险评估七个维度系统评估售电业务的可行性。研究表明：赣州市工业用电持续增长、目标客户群体规模充足、入市政策推动力明确、县域渠道差异化切入点合理，售电业务具备基础可行性；但受批零价差上限刚性约束、头部企业深度布局、团队能力建设周期不足、渠道佣金不可持续等因素制约，原方案20亿千瓦时的首年目标偏激进、利润测算偏乐观。

综合判断认为，在严格控制综合成本、优先开发用电稳定的龙头客户、叠加增值服务的前提下，建议将首年代理电量目标调整为5—10亿千瓦时（建议取8亿千瓦时），按「试点验证—批量拓展—体系优化」三阶段推进，首年末力争信用评价达到A级，增值服务营收占比不低于20%，实现业务可持续运营。

关键词：售电公司；批零价差；电力现货市场；赣州市；综合能源服务；可行性研究

目　录

一、研究背景与意义

二、市场容量分析

（一）江西省电力市场总体规模

（二）赣州市域市场容量

（三）目标区域容量评估

三、行业发展趋势与竞争格局

（一）全国售电行业整体形势

（二）江西省售电市场竞争格局

（三）竞争壁垒与突破口

四、政策环境与制度框架分析

（一）国家层面政策导向

（二）江西省零售市场新政

（三）电力现货市场规则演进

（四）市场准入与履约成本

五、目标客户获取可行性分析

（一）入市政策的强制推动力

（二）客户分层与开发路径

（三）客户开发效率评估

六、盈利模式与财务效益分析

（一）收益结构与利润空间

（二）成本构成与敏感性测算

（三）增值服务盈利空间

（四）首年财务收益测算

七、社会效益分析

八、风险因素量化评估

九、落地执行方案

（一）总体思路与年度目标

（二）核心举措

（三）分阶段实施计划

（四）组织保障与风险应对

十、综合结论与建议

附录　主要数据来源与参考文件

一、研究背景与意义

2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）开启了我国第二轮电力体制改革，售电侧放开是改革的核心内容之一。经过十余年发展，截至2025年底，全国注册售电公司达5288家，实际开展业务的约3084家，代理零售用户70余万家，零售市场交易规模由2021年的2.41万亿千瓦时增长至2025年的3.98万亿千瓦时，年均增长率约13%。

2026年是售电行业从「价差套利」向「服务增值」转型的分水岭。国务院办公厅2月印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），明确提出「引导售电公司向综合能源服务商转型升级」；国家发展改革委、国家能源局随后就2026年版《售电公司管理办法》公开征求意见，对售电公司注册条件、跨省经营、关联交易、信用评价、风险防控进行全链条制度升级。与此同时，各省电力现货市场陆续进入常态化运行，电力价格波动显著加大，售电公司经营风险敞口明显扩大，行业「靠价差躺赢」的时代宣告终结。

从江西省来看，2025年10月1日起电力现货市场正式常态化连续结算运行，市场规则已从3.0版迭代至4.0修订版，5.0版征求意见稿已于2026年6月发布；2026年5月1日起实施零售市场价格调控新政，批零价差上限大幅收窄至5.1厘/千瓦时，对新进入者的成本控制和专业能力提出更高要求。

从赣州市来看，赣州是江西省域副中心城市、赣粤闽湘四省通衢，2025年GDP达5221.3亿元，规模以上工业企业3131家、居全省第一位，工业用电持续增长，新能源装机规模居全省第一，售电业务具备良好的市场基础。开展赣州市售电业务可行性研究，对于准确把握市场机遇、规避经营风险、科学制定业务拓展策略具有重要现实意义。

二、市场容量分析

（一）江西省电力市场总体规模

2025年，江西省全社会用电量2302.95亿千瓦时，同比增长5.62%；售电量1991.63亿千瓦时，增长5.89%；全年电力交易总结算电量1521亿千瓦时，结算均价461.864元/兆瓦时。市场化交易电量占全社会用电量的比重约66%，零售市场仍存在较大开拓空间。2025年江西省间电力现货市场年度购电量首次突破10亿千瓦时，达10.09亿千瓦时，同比增长34.48%，通过市场化手段节约社会购电成本约1.44亿元，市场化机制在保供降本中的作用持续显现。

2026年以来用电需求延续增长态势。1—2月全省全社会用电量325.63亿千瓦时，同比增长10.3%，其中制造业用电量同比增长17.9%；1—8月全省工业用电量920.93亿千瓦时，同比增长3.55%，其中制造业用电719.49亿千瓦时，增长3.86%。装机结构方面，截至2026年2月，江西全省装机容量8067万千瓦，其中火电3628万千瓦、水电681万千瓦、风电712万千瓦、太阳能2920万千瓦、储能126万千瓦，光伏占装机总量约36%、为第二大电源，新能源出力波动成为影响日内现货价格的核心变量。

市场主体方面，截至2025年底，江西电力交易平台注册市场主体达17229家，其中售电公司85家、电力用户13163家、发电企业3976家、电网企业3家、分布式电源主体2家。2026年以来交易中心持续受理新主体注册，目前在册售电公司约90家，市场主体数量持续扩容。

（二）赣州市域市场容量

赣州市全社会用电量超过350亿千瓦时，最大用电负荷突破700万千瓦。2025年一季度，全市全社会用电量76.9亿千瓦时，同比增长3.7%，其中工业用电量38.9亿千瓦时，增长7.4%，占全社会用电量的50.6%。2025年2月单月工业用电量同比增长38.3%，制造业用电量增长3.5%，采矿业用电量增长17.5%，工业用电保持较快增长。

经济基本面方面，2025年赣州全市地区生产总值5221.3亿元，增长5.5%；规模以上工业增加值增长9.2%；年末规模以上工业企业3117家，保持全省第一；全年全部工业增加值1611.89亿元，增长8.4%。2026年上半年，全市地区生产总值2641.5亿元，增长5.3%；规模以上工业增加值增长5.9%；规模以上工业营业收入2987.1亿元，同比增长21.5%，增速列全省第一位；新增入规企业211家，总数达3131家，继续保持全省第一。工业经济的强劲增长为售电业务提供了稳定的客户基础。

产业结构方面，赣州已形成有色金属和新材料、电子信息、现代家居、纺织服装四大千亿产业集群，2025年有色金属和新材料、电子信息两大主导产业规模均突破2000亿元。赣州经开区现有工业企业1300余家，已形成新能源及新能源汽车（吉利等企业120余家）、电子信息（富士康等企业260余家）两大主导产业集群，拥有各类市场主体7.5万家，培育了富联精密、同兴达科技、孚能科技等6家营收超百亿企业。2025年，经开区规模以上工业企业利润总额17.18亿元，同比增长201%；全球每10部手机约1.5部的显示模组产自该区。南康区的现代家居和光伏产业、章贡区的生物医药和信创及信息安全产业、赣县区的稀有金属新材料及永磁电机产业，均拥有大量优质工商业用户。

（三）目标区域容量评估

方案将目标客户设定为赣州（不含信丰县）年用电量100万千瓦时以上的工商业企业。以全市全社会用电量约350亿千瓦时、工业用电占比约50%估算，工业用电总量约175亿千瓦时；扣除已由电网企业代理购电的用户和年用电量低于100万千瓦时的中小企业后，符合目标条件的工商业用户年用电总量预估在80—120亿千瓦时区间。原方案提出的20亿千瓦时年度目标约占该区间总量的17%—25%，目标设定处于中等偏上水平，在当前竞争格局和利润约束下需较强的客户开发执行力方能达成。

有色金属行业是赣州特色产业，该行业用户数已从2012年的276户增至2022年的413户，领军企业年用电量从284万千瓦时增至2365万千瓦时，用户用电量大、行为相对稳定，适合优先开发。此外，赣州新能源发电装机规模已突破552.7万千瓦并居全省第一，2026年江西省新能源机制电价竞价电量总规模40.80亿千瓦时，绿电供给充裕，为后续开展绿电交易、分布式光伏聚合等增值业务提供了空间。

三、行业发展趋势与竞争格局

（一）全国售电行业整体形势

2026年全国售电行业进入深度调整期，批零价格倒挂导致行业大面积亏损。根据广东电力交易中心《2026年广东电力市场半年报告》，2026年上半年广东省500家参与零售交易的售电公司中，202家累计盈利、298家累计亏损，亏损面达59.6%，全行业平均度电获利仅0.0039元/千瓦时（3.9厘）；而2025年412家售电公司中396家盈利，盈利面高达96%，一年之间行业景气度急转直下。

广西形势更为严峻。2026年1—8月广西售电行业累计亏损超20亿元，9月单月预计亏损超10亿元，全年亏损或将突破50亿元，头部单个售电公司年亏损超10亿元。9月30日，包括国能、国开、华润、大唐、华能、中广核、中电、华电、国电投在内的9家央企下属售电公司联合递交《关于请求采取紧急措施防范广西电力市场系统性风险的请示》，提出暂缓电费结算、启动批零电价传导机制等四项纾困请求，预警四季度可能出现大面积破产退市。贵州、安徽等地也出现月度行业批零倒挂，山东、山西、冀北等十余省份同步开展售电主体清退。

行业大面积亏损的核心原因有三：一是受国际地缘局势影响，煤炭、天然气等一次能源价格持续走高，发电侧成本上涨带动现货价格大幅上行；二是现货市场基本实现全覆盖后，电力价格波动显著加大，固定价零售合约无法传导批发侧成本，形成严重批零倒挂；三是行业前期低价内卷、非理性竞争，部分售电公司以远低于成本价的零售价格签约，进一步加剧了亏损。2026年1月国家能源局明确提出，推动售电公司从「价差套利」向「服务增值」转型，行业盈利模式重构已成必然趋势。

（二）江西省售电市场竞争格局

截至2025年底，江西电力交易平台注册售电公司85家；2026年以来交易中心持续受理新主体注册，目前在册售电公司约90家；2026年上半年参与运营评价的售电公司55家。集中度方面，据江西省电力市场运营分析报告（2019年数据），排名前十的售电公司代理用户数占比69.30%、代理电量占比71.28%，头部集中格局特征明显。

主要竞争者中，江西赣惠配售电集团业务覆盖省内40多个国家级、省级工业园区，代理2000多家企业参与市场化交易，运营评价连续5年AAA级，市场化售电量连续数年位居全省第一，累计交易售电量超300亿千瓦时；赣能能源2024年签约代理电量66.09亿千瓦时，代理电量占公司总销售电量的41.66%。

需要重点关注的是，头部企业正在加速布局赣州：赣惠配售电集团已持有赣州本地平台公司赣州发展智慧能源有限公司（原赣州发展配售电有限公司）30%的股权；赣能能源2026年初中标孚能科技赣州基地（赣州新能源基地）2026年度购售电项目。赣州龙头客户已成为头部售电公司的争夺对象，市场竞争日趋激烈。

运营评价方面，2026年上半年55家参评售电公司中仅6家获AAA级、15家获AA级，其余34家为A级或B级，多数售电公司的服务能力和市场表现存在提升空间。

（三）竞争壁垒与突破口

头部售电公司已深度绑定省内主要工业园区，形成「一园区一售电公司」的格局，新进入者客户获取壁垒较高。方案设计的区域政府平台公司、产业园管委会渠道模式，是针对这一壁垒的差异化切入策略——通过县域政府平台公司的行政资源和园区管理职能，从头部售电公司覆盖薄弱的县域园区入手，以属地化服务换取客户资源。

从国家政策导向看，2026年版《售电公司管理办法（征求意见稿）》首次划定两条公平竞争红线：一是约束发电企业所属售电公司的关联交易行为，对其向本集团发电企业采购的全年双边协商指向性交易电量实行总量比例上限管理；二是控制市场份额集中度，同一实际控制人名下多家售电公司在同一业务地的售电量合计不得超过该业务地电力零售市场交易总量的比例上限。这两条红线将逐步遏制发售一体公司依托发电资源在零售侧低价抢占用户的行为，为独立售电公司打开更公平的竞争空间，也为差异化服务能力突出的新进入者提供了突破口。

四、政策环境与制度框架分析

（一）国家层面政策导向

2026年国家层面密集出台政策，推动电力零售市场规范发展和售电公司转型升级。国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）明确要求「加强售电公司规范管理，修订售电公司管理办法，引导售电公司向综合能源服务商转型升级」。国家发展改革委、国家能源局发布《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976号）和《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），为零售市场价格传导机制设计提供了上位依据。

2026年版《售电公司管理办法（公开征求意见稿）》对注册条件进行了系统性重构：将资产总额要求调整为注册资本不低于2000万元，取消按资产规模分档核定售电量的硬性约束；强化专业能力要求，配备10名以上具备行业经验的全职专业人员、满足交易与服务需求的技术支持系统；建立「一地注册、全国共享」的跨省协同机制；划定关联交易与市场份额双重红线；构建「四等六级制」信用评价体系（AAA、AA、A、B、C、D），信用等级与履约保函（险）缴纳额度、新业务试点资格挂钩。新办法预计在现行办法2026年11月到期前后正式发布，新进入者需对照新办法做好人员、系统、信用等方面的准备。

（二）江西省零售市场新政

2026年4月24日，江西省发展改革委、江西省能源局印发《关于2026年规范电力零售市场价格有关事项的通知》（赣发改价管〔2026〕251号），自2026年5月1日起实施。主要内容包括三个方面：

一是取消零售套餐时段价格浮动比例要求。直接参与电力市场交易的用户不再执行政府规定的分时电价，零售套餐的时段划分、时段浮动比例和价格水平由售电公司与用户自主协商确定，给予经营主体充分的定价自主权，用电曲线与电价峰谷高度匹配的企业可通过谈判获得更具竞争力的定制化套餐。

二是完善零售市场价格传导机制。现货价格联动比例上限由20%提升至50%，联动区间为10%—50%，实现批发价格更高效传导至零售端。设置售电公司月度平均批零价差上限价，由10元/兆瓦时下调至5.1元/兆瓦时（即5.1厘/千瓦时），超出部分由该售电公司服务的零售用户分享。

三是强化市场保障措施。江西电力交易中心统一下架本通知实施前已上架的全部零售套餐，常态化披露零售市场价格关键信息（包括超过批零价差市场均值的售电公司名单），设置5月26日前的合同改换签窗口期；严禁售电公司未授权代签合同、价格欺诈、以远低于成本价进行虚假宣传等行为；各级价格主管部门加强价格行为监管。

此外，2026年6月26日国家能源局华中监管局发布的《江西省电力市场规则（试行5.0版）（征求意见稿）》延续了5.1元/兆瓦时的批零价差上限设置，首次明确虚拟电厂在发展初期参照售电公司管理办法办理注册，独立新型储能项目可作为独立经营主体直接参与电力市场交易，为售电公司向综合能源服务商转型提供了制度通道。

（三）电力现货市场规则演进

江西电力现货市场建设进展迅速。2025年8月25日—9月30日为调电试运行阶段，10月1日起正式常态化连续结算运行，电力现货市场从「阶段性交易」转向「常态化运行」。市场规则体系同步迭代：2025年9月发布4.0版规则，自10月1日起执行；2026年1月印发4.0修订版，自2月1日起生效；2026年6月发布5.0版征求意见稿。

4.0修订版规则对市场主体影响深远，核心变化包括：一是结算模式由量差结算改为差价结算，电能量电费由实时全电量电费、日前差价电费和中长期差价合约电费三部分构成；二是中长期结算参考点由日前市场统一结算点改为实时市场统一结算点；三是用户侧中长期持仓需满足当日分时用电量80%—120%的标准，低于80%或高于120%的部分按偏差回收处理；四是新增新能源出力偏差考核科目，自2026年1月1日起正式实施；五是D-2交易由滚动撮合改为报价撮合，新增多月交易品种。

2026年2月1日起江西试行日前经济出清，3月1日起正式运行，申报价格下限为-100元/兆瓦时、上限为1200元/兆瓦时。现货价格波动幅度显著加大，对售电公司的负荷预测、交易组合和风险管理能力提出了更高要求。参考2026年电网代理购电电能量结算均价，6月为0.372495元/千瓦时、7月为0.425028元/千瓦时、8月为0.403352元/千瓦时，月度间价差波动超过5分/千瓦时。

（四）市场准入与履约成本

按现行规则和新办法征求意见稿，售电公司需满足注册资本不低于2000万元、配备10名以上具备行业经验的全职专业人员、拥有满足交易与服务需求的技术支持系统等准入条件；参与交易前须提交足额履约保障凭证，新注册且无交易记录的售电公司履约担保有最低门槛，并按预估年售电量动态上浮；信用评价等级与履约担保额度挂钩，A级及以上按标准额度缴纳，B级系数1.1，C级或连续两个评价周期为B级系数1.2，D级系数1.3，且C、D级原则上仅支持以履约保函形式提交。上述准入门槛和固定成本进一步压缩了实际利润空间，需在财务测算中一并考虑。

五、目标客户获取可行性分析

（一）入市政策的强制推动力

《江西省能源局关于做好2026年电力市场化交易工作的通知》明确，10千伏及以上工商业用户原则上要直接参与市场化交易（直接向发电企业或售电公司购电），暂无法直接参与市场化交易的由电网企业代理购电，并鼓励其他工商业用户直接参与。这一政策形成了「应入尽入」的推动力——不直接参与市场化交易的用户将面临电网企业代理购电价格（通常高于市场化价格），为售电公司拓客提供了天然说服力。以赣州经开区为例，2021年12月该区约2.79万户工商业用户已全部入市，奠定了良好的客户基础。

2026年电网代理购电价格可作市场化价格优势的参照：8月，电网代理工商业用户中长期合约电量39.68亿千瓦时，合同均价0.4208元/千瓦时，电能量结算均价0.403352元/千瓦时；7月电能量结算均价0.425028元/千瓦时，6月为0.372495元/千瓦时，9月1—10千伏代理购电价0.6761455元/千瓦时。同一合同周期内用户仅可与一家售电公司确立零售服务关系，零售服务关系最短期限为1个自然月，客户争夺具有排他性和周期性。

（二）客户分层与开发路径

结合赣州市产业结构和用电特征，将目标客户分为三个层级：

A类重点客户为年用电量1000万千瓦时以上的头部工业企业，预估约60家，主要分布在赣州经开区新能源及电子信息产业集群、赣县区有色金属新材料产业、章贡区生物医药产业。该类客户用电量大、信用资质好，但已成为头部售电公司重点争夺对象，需由核心管理层直接对接，通过「基础售电+用电诊断+增值服务」的综合方案切入。

B类中坚客户为年用电量300—1000万千瓦时的中型工业企业，预估约150—200家，分布于南康现代家居、赣县稀土永磁、章贡信创等产业集群。该类客户数量较多、头部售电公司覆盖相对薄弱，是依托园区管委会渠道批量开发的主力客群。

C类潜力客户为年用电量100—300万千瓦时的小型工商业用户，预估约200—300家。该类客户单户电量小、服务成本高，适合通过数字化平台聚合运营，在业务成熟期批量接入。

开发路径方面，采取「政府搭台、园区组织、企业对接」的属地化模式，优先与县域政府平台公司、产业园管委会建立合作关系，联合举办政策宣讲会、用电成本诊断会，从头部售电公司覆盖薄弱的县域园区切入，以差异化属地服务换取客户资源。

（三）客户开发效率评估

方案设定的客户开发标准流程（获取电费单、用电数据分析、方案匹配报价、协助签约注册、持续跟踪）逻辑完整，执行效率取决于三个方面：

一是目标客户筛选精准度。赣州规模以上工业企业3131家（2026年上半年），按年用电量100万千瓦时以上筛选，预估符合条件用户在300—500家。若按20亿千瓦时目标反推，户均年平均用电量500万千瓦时需开发约400家，户均1000万千瓦时需开发约200家；若按建议的8亿千瓦时目标，户均500万千瓦时需开发约160家，户均1000万千瓦时需开发约80家，开发难度显著降低。

二是团队作战能力。方案采取「1个指挥部+N个作战小组+1个中后台支撑组」的架构，需明确作战小组数量和人员配置。建议组建3支专职作战小组，每组3—4人，合计10—12人，中后台配置交易、结算、数据、风控各1人，总团队规模控制在18人以内。

三是签约转化周期。存量用户已签约售电公司的，需等待合同到期或协商提前变更；新入市用户需完成平台注册、套餐选择、合同签订等流程。从初次接触到完成签约，预计周期为1—3个月。原方案首轮攻坚期（第5—12周）仅8周，难以完成大规模签约转化，建议将首轮攻坚期延长至12周。

六、盈利模式与财务效益分析

（一）收益结构与利润空间

在批零价差上限5.1厘/千瓦时的政策刚性约束下，售电公司的收益来源包括两大部分：一是基础售电业务收益，即批零价差扣除各项成本后的剩余部分；二是增值服务收益，包括用电咨询服务费、节能改造收益分成、需求响应补贴分成、绿电交易代理费、分布式光伏开发收益等。

基础售电业务的理论最大毛利空间为5.1厘/千瓦时（5.1元/兆瓦时），实际价差可能因市场波动低于上限。参考2026年6—8月电网代理购电结算均价的月度波动，批零价差月度波动幅度可达1—3厘/千瓦时。若批零价差降至2厘/千瓦时以下，扣除渠道佣金和营销成本后，基础售电业务将出现亏损。

（二）成本构成与敏感性测算

在批零价差上限5.1厘/千瓦时的约束下，售电公司月度平均利润需覆盖以下成本项：渠道佣金（外部个人渠道行业惯例2—3厘/度）、营销费用（方案假设3厘/度）、偏差考核费用（视客户用电稳定性和预测精度而定）、超额收益返还（价差超过5.1厘部分）、运营成本（人员薪酬、系统建设、履约担保资金占用、办公费用等）。

原方案存在的核心问题是：渠道佣金（2—3厘）与营销费用（3厘）两项简单加总即达5—6厘/度，已接近甚至超过批零价差上限，若按此成本结构执行，售电业务利润空间极为狭窄甚至为负。方案收益测算中「扣除营销成本（按0.003元/kWh）」的假设实际上已将渠道佣金包含在内，但外部个人渠道佣金又单独按2—3厘/度计列，两项加总存在重复计列。

建议将渠道佣金纳入营销成本统一核算，单位综合成本严格控制在2.5厘/千瓦时以内，不超过批零价差上限的50%，保留1.0—1.5厘/千瓦时用于覆盖偏差考核、运营成本和合理利润。在此成本结构下，按8亿千瓦时年代理电量测算，基础售电业务年度毛利约800—1200万元，可覆盖基本运营成本但利润空间有限，盈利重心必须转向增值服务。

敏感性方面，批零价差每下降1厘/千瓦时，基础业务年度利润减少约800万元；偏差考核费用每增加0.5厘/千瓦时，年度利润减少约400万元。当批零价差低于2.5厘/千瓦时或偏差考核费用超过1厘/千瓦时时，基础售电业务将出现亏损。

（三）增值服务盈利空间

增值服务是打破单一价差利润天花板的关键。主要增值服务品类及盈利空间如下：

一是用电咨询与优化服务。为用户提供月度用电账单分析、峰谷用电优化、功率因数调整建议等，按年收取服务费，单户年费1—5万元，毛利率可达60%以上。

二是节能改造服务。联合节能技术服务商为用户开展配电系统升级、空压机节能、空调节能、LED照明改造等，按节能收益的30%进行分成，单个项目合同金额50—500万元，毛利率30%—50%。

三是需求响应代理。组织聚合用户参与省内需求响应市场，获取的补贴收益与用户按比例分配（售电公司分成比例20%—30%）。赣州工业大用户集中，需求响应潜力较大。

四是绿电与绿证交易代理。为有出口、碳中和认证需求的用户代理绿电交易、绿证购买，收取交易金额1%—3%的服务费。赣州新能源装机规模居全省第一，2026年全省新能源机制竞价电量40.80亿千瓦时，绿电供给充裕。

五是分布式光伏与储能开发。利用工业厂房屋顶资源开发分布式光伏，采用「自发自用、余电上网」或合同能源管理模式，内部收益率可达8%—12%。赣州年均日照时数超1600小时，分布式光伏市场空间广阔。

综合来看，增值服务业务毛利率显著高于基础售电业务，首年增值服务营收占比达到20%以上可显著改善整体盈利水平。

（四）首年财务收益测算

按建议的8亿千瓦时首年代理电量目标，在综合成本2.5厘/千瓦时、平均批零价差3.5—4.5厘/千瓦时的情景下，基础售电业务年度毛利约800—1600万元；增值服务业务按签约客户中20%转化为增值服务客户、单户增值服务平均收益3—5万元测算，年度增值服务营收约600—1000万元，毛利约300—500万元。两项合计首年毛利约1100—2100万元，扣除人员、系统、办公等固定成本约600—800万元后，预计可实现盈亏平衡或小幅盈利。若实际批零价差持续低于3厘/千瓦时或签约进度低于预期，首年可能出现小幅亏损。

七、社会效益分析

开展售电业务不仅具有经济效益，还具有显著的社会效益。第一，助力降低工商业用户用电成本。通过市场化交易和专业用电优化服务，帮助工商业用户降低综合用电成本，特别是在现货价格波动加大的背景下，通过科学的购电组合和风险管理，减少用户电费支出，提升赣州工业企业的市场竞争力。第二，推动电力资源优化配置。售电公司作为连接批发市场和终端用户的桥梁，通过价格信号引导用户错峰用电、削峰填谷，促进新能源消纳，提升电力系统运行效率。第三，促进绿色低碳转型。通过绿电交易代理、分布式光伏开发、储能聚合等业务，帮助用户提升绿电消纳比例，服务「双碳」目标。江西省提出工商业用户绿电消纳率阶段性提升至30%以上的目标，赣州新能源装机规模居全省第一，售电公司在推动绿色电力消费方面可发挥重要作用。第四，带动地方经济发展。属地化售电业务的开展将带动本地就业、税收增长，并通过综合能源服务赋能工业园区和制造业企业高质量发展，助力赣州打造革命老区高质量发展示范区。

八、风险因素量化评估

一是批零价差波动风险。批零价差上限为5.1厘/千瓦时，但实际价差可能低于上限。现货联动比例提升至50%后，批发市场价格波动将更直接地影响售电公司的购电成本。2026年广东、广西等地出现的批零倒挂现象警示，在煤炭、天然气价格上行或供需紧张时段，批零价差可能大幅收窄甚至为负。建议将中长期合约签约比例锁定在75%以上，通过D-2滚动交易、多月交易等灵活品种优化购电组合，并严格控制零售合约中固定价电量的比例。

二是偏差考核风险。工商业用户用电量受生产经营波动、订单变化、设备检修等因素影响较大。江西省4.0修订版规则要求用户侧中长期持仓需满足当日分时用电量80%—120%的标准，超出部分按偏差回收处理；新能源出力偏差考核自2026年起正式实施。参考江西电力市场2019年偏差考核费用1256.03万元、江西风电场单户度电收益降低50.79元/兆瓦时的案例数据，偏差考核对利润的侵蚀不容忽视。建议为高波动用户加装用电监测终端，将月度用电量预测误差控制在±3%以内。

三是渠道佣金合规风险。个人居间佣金2—3厘/度在批零价差上限5.1厘/千瓦时约束下，单是渠道佣金就占价差上限的40%—60%，加上售电公司自身运营成本和分成，售电公司实际可支配利润极低，佣金水平可持续性存疑。建议所有渠道合作协议统一设置佣金上限条款（不超过2.5厘/千瓦时），超出部分须经项目指挥部专项审批，优先采用增值服务收益分成替代高额固定佣金。

四是政策变动风险。江西省电力市场规则已从3.0版迭代至5.0版征求意见稿，国家《售电公司管理办法》也在修订中，规则变动频率较高。2026年5月的零售新政未设置过渡期缓冲便直接实施，对售电公司的合同管理和客户沟通能力提出较高要求。建议安排专人跟踪政策动态，保持与江西电力交易中心、省能源局的常态化沟通。

五是信用与结算风险。售电公司信用评价等级直接影响履约担保额度、新业务参与资格和市场声誉。新入市售电公司首个评价周期按A级认定，但若在评价周期内出现违规行为或重大偏差考核，可能触发降级。建议从首单业务起即建立规范的交易、结算、信息披露流程，确保首年末信用评价达到A级标准。

九、落地执行方案

（一）总体思路与年度目标

总体思路是「属地化切入、轻量化起步、增值化破局」，避开头部售电公司深度绑定的成熟核心园区，依托县域政府平台公司、产业园管委会渠道资源切入县域薄弱市场，优先开发用电负荷稳定的龙头工业用户，严控基础售电环节成本，在保障基础业务盈亏平衡的前提下叠加节能改造、需求响应、绿电交易代理等增值服务，打破单一价差模式的利润天花板，逐步构建差异化竞争优势。

年度目标为：用12个月时间，完成赣州区域售电业务从试点验证到规模化复制的落地。首年代理售电量目标为8亿千瓦时（区间5—10亿千瓦时），覆盖赣州经开区、南康区、章贡区、赣县区四大核心区域，签约年用电量100万千瓦时以上工商业用户不少于100家；基础售电业务单位综合成本控制在2.5厘/千瓦时以内，偏差考核费用占总营收比重控制在3%以下；增值服务业务营收占比首年达到20%，打造3家以上综合能源服务标杆客户；首年末售电公司信用评价达到A级标准。

（二）核心举措

一是夯实客户分层开发体系。将年用电量1000万千瓦时以上的60家头部工业企业列为A类重点客户，由核心管理层对接，定制「基础售电+用电优化+增值服务」专属方案；将年用电量300—1000万千瓦时的用户列为B类客户，依托园区管委会渠道批量触达、通过政策宣讲会和用电诊断会集中转化；将年用电量100—300万千瓦时的用户列为C类客户，通过数字化平台聚合运营，降低单户服务成本。

二是重构成本管控机制。将渠道佣金、营销费用合并纳入综合成本核算，单位总成本严格控制在2.5厘/千瓦时以内，不超过批零价差上限的50%；中长期合约签约比例锁定75%以上，剩余电量结合现货价格波动灵活调整，现货联动比例建议从低比例起步（10%—20%），随着交易能力提升再逐步提高；搭建负荷预测系统，接入合作用户的实时用电数据，将月度用电量预测误差控制在±3%以内。

三是打造增值服务盈利矩阵。系统开展用电咨询、节能改造、需求响应代理、绿电交易代理、分布式光伏开发五类增值服务，形成「基础售电引流+增值服务盈利」的业务组合。首年重点落地节能改造和需求响应代理两项业务，绿电交易和分布式光伏作为中长期培育方向。四是健全信用评级培育体系。从注册生效起即严格按照信用评价指标规范开展交易履约、用户服务、信息披露等工作，确保首年末信用评价达到A级，优先获取省内电力交易新业务、新品种的参与资格，并享受履约担保减免（A级按标准额度100%缴纳，比B级少10%资金占用）。

（三）分阶段实施计划

第一阶段为试点验证期（第1—3个月）。完成3—5家年用电量超5000万千瓦时的龙头用户签约，跑通从用户对接、购电申报到结算服务的全流程，验证成本管控模型和增值服务方案的可行性；组建3支专职客户开发小组（每组3—4人），完成4周集中培训加2周跟岗实操，确保业务骨干具备独立作战能力；完成交易系统、负荷预测系统的部署调试。

第二阶段为批量拓展期（第4—8个月）。全面对接四大核心区域的园区管委会与属地平台公司，建立常态化合作机制；完成不少于50家B类用户签约，累计代理售电量突破4亿千瓦时；落地2个以上节能改造增值服务项目，组织1次以上需求响应聚合参与；根据试点情况优化购电策略和客户开发话术，形成标准化作业流程。

第三阶段为体系优化期（第9—12个月）。完成剩余目标用户签约，累计代理售电量达到8亿千瓦时；增值服务营收占比提升至20%，培育3家以上综合能源服务标杆客户；完成全年交易结算和信用评价自评，形成可复制的标准化客户开发与服务流程，为第二年业务拓展奠定基础。

（四）组织保障与风险应对

组织保障方面，明确「1个指挥部+3支作战小组+1个中后台支撑组」的架构，由项目指挥部统筹年度目标分解和重大事项决策，各作战小组按区域认领客户开发任务，中后台配置交易、结算、数据、风控、综合能源服务各1人，总团队规模约18人；按季度召开经营分析会，跟踪签约进度、代理电量、成本管控和增值服务落地情况。

合规保障方面，所有渠道合作协议统一设置佣金上限条款，超出2.5厘/千瓦时的部分须经项目指挥部专项审批；所有零售合同须经风控岗审核后方可签署，严禁以远低于成本价进行价格承诺；严格遵守信息披露要求，杜绝代签合同、虚假宣传等违规行为。

风险应对方面，建立市场价格日监测机制，当现货价格连续3日超过预设阈值时，启动购电组合应急预案；对高波动用户加装用电监测终端，安排专属客户经理每周核对生产计划与用电预期，提前7个工作日提交电量修正申请；针对存量已签约其他售电公司的用户，提前6个月启动下一年度签约储备，建立客户到期台账；设置月度亏损预警线，当单月基础售电业务亏损超过预设阈值时，暂停低贡献客户开发，将资源集中到高稳定客户。

十、综合结论与建议

综合以上七个维度的分析，赣州市售电业务具备可行性，但需审慎推进。

在有利条件方面：一是市场容量充足，赣州工业用电持续增长，2026年上半年规模以上工业营业收入增长21.5%、居全省第一位，目标客户群体规模较大；二是政策推动力明确，10千伏及以上工商业用户「应入尽入」的政策形成了客户开发的制度性推动力；三是差异化定位合理，以县域政府平台公司和园区管委会为渠道切入点，避开头部售电公司深度绑定的核心园区，策略定位清晰；四是国家政策为独立售电公司打开了更公平的竞争空间，新版《售电公司管理办法》划定关联交易和市场集中度红线，有利于具备服务能力的新进入者；五是增值服务空间广阔，赣州新能源装机规模居全省第一，绿电交易、分布式光伏、节能改造等综合能源服务具有良好的市场基础。

在不利因素和风险方面：一是利润空间极为狭窄，批零价差上限5.1厘/千瓦时叠加渠道佣金、营销费用、偏差考核等成本，基础售电业务利润空间被严重压缩；二是头部竞争明显加剧，赣惠系已通过股权方式进入赣州本地平台公司，赣能能源已中标赣州龙头客户项目；三是全国售电行业大面积亏损为新进入者敲响警钟，广东59.6%售电公司亏损、广西售电行业全年或亏50亿元，批零倒挂风险不容忽视；四是团队能力建设周期不足，从集中培训到分组作战需要充分的培训和跟岗时间；五是规则变动频繁，江西市场规则已迭代至5.0版征求意见稿，对专业能力要求持续提高。

基于以上判断，提出四点核心建议：

第一，下调首年目标或延长实施周期。建议将首年代理电量目标由原方案的20亿千瓦时调整为8亿千瓦时（区间5—10亿千瓦时），以验证业务模型可行性为首要目标，第二年再根据实际完成情况上调目标，避免激进目标导致成本失控和大面积亏损。

第二，重新核算渠道佣金标准。将渠道佣金纳入营销成本统一核算，总成本控制在批零价差上限的50%以内（即2.5厘/千瓦时以内），优先采用增值服务收益分成替代高额固定佣金，确保售电公司和居间方均有合理利润空间。

第三，分阶段实施客户开发。第一阶段聚焦赣州经开区、章贡高新区等核心园区的3—5家龙头企业试点，跑通从签约到结算的全流程、验证购电策略和增值服务方案后，第二阶段再通过园区渠道批量复制，切忌一开始就全面铺开。

第四，将增值服务作为核心竞争力打造。在基础售电业务利润空间极为有限的背景下，必须从第一天起就将增值服务纳入业务体系，以「售电+综合能源服务」的组合方案参与竞争，形成差异化优势，真正实现从「价差套利」向「综合能源服务商」的转型。

总体而言，赣州市售电业务市场基础扎实、政策窗口明确，但已不再是低门槛、高利润的「蓝海」市场。新进入者必须摒弃「靠价差赚快钱」的思维定式，以专业的交易能力、精细的成本管控和差异化的增值服务稳健入局，方能在激烈的市场竞争中立足并实现可持续发展。

附录　主要数据来源与参考文件

1. 江西省发展改革委、江西省能源局：《关于2026年规范电力零售市场价格有关事项的通知》（赣发改价管〔2026〕251号），2026年4月24日。

2. 江西省能源局：《关于做好2026年电力市场化交易工作的通知》，2026年。

3. 国家能源局华中监管局：《江西省电力市场规则（试行5.0版）（征求意见稿）》，2026年6月26日。

4. 国家发展改革委、国家能源局：《售电公司管理办法（公开征求意见稿）》，2026年。

5. 国务院办公厅：《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号），2026年2月。

6. 广东电力交易中心：《2026年广东电力市场半年报告》，2026年9月。

7. 第一财经：《9家央企售电公司联名求助：8个月亏20亿，全年或亏50亿》，2026年10月9日。

8. 江西电力交易中心：江西电力市场运营相关公开数据，2025—2026年。

9. 江西省统计局、赣州市统计局：2025年及2026年上半年国民经济和社会发展统计数据。

10. 赣州市人民政府：赣州市2025年、2026年上半年经济运行情况公开信息。

11. 中电联：2025年电力工业统计数据。

12. 国家能源局：全国电力市场化交易年度报告相关数据。