2026年是电力市场改革深化推进、新型电力系统加速构建的关键一年，市场化竞争加剧、绿电需求升级与能源服务多元化。方案立足政策导向与市场需求，以客户价值创造为核心，以创新驱动与风险可控为原则，明确全年工作思路、目标任务与实施路径，凝聚全体同仁合力，稳步拓展市场份额、优化产品服务体系、提升运营管理效能，在能源转型浪潮中实现业务提质增效与可持续发展。

一、2026年经营形势分析

（一）有利因素

1.输配电价新政优化成本结构：2025年发改委印发的输配电价 “四个办法” 将于2026年实施，其通过排除电动汽车充换电服务等非核心业务的成本分摊，有望降低输配电价水平，直接缓解售电公司购电成本压力。同时跨省跨区输电价格机制创新，降低了清洁能源跨区域交易成本，便于售电公司拓展多元购电渠道，优化电源采购结构。

2.现货市场全覆盖创造套利空间：国家发改委2025年发文要求 2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖，且推动售电公司等主体参与省间现货交易机制研究。2026年全国将迈入现货主导的市场新阶段，这种多层次交易体系为售电公司通过不同时段交易套利提供了政策基础，分析符合市场推进节奏。

3.虚拟电厂相关政策拓展盈利边界：2025年《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》明确虚拟电厂可进入现货电能量交易市场。2026 年售电公司可涉足虚拟电厂领域，将收益来源从单一售电扩展为“电能量现货套利 + 调节补偿”等多元模式。且多地已出台虚拟电厂交易细则，售电公司可整合负荷、储能等资源，以虚拟电厂主体身份参与交易，开辟新利润增长点。

4.市场化交易规模持续扩大：2024年电力市场化交易电量占比已突破60%，预计2026年将提升至75%以上，售电市场规模有望突破3 万亿元。同时工商业用户入市进程加速，湖南、山东等地通过价格约束推动用户入市，中小微企业入市潜力逐步释放，这为售电公司带来更多用户资源和业务增量。

5.绿电交易市场潜力释放：2025年绿电交易量已突破800亿千瓦时，绿电与碳市场、绿证交易的联动日益紧密。2026年该趋势将延续，售电公司可发力碳资产管理、绿电溯源等新业务，通过为有低碳需求的工商业用户提供绿电套餐，既能拓展客户群体，又能获取绿电交易相关的增值收益。

（二）不利因素

1.市场竞争白热化且低价乱象频发：全国售电公司数量已达 4409家，广东单省就突破1000家。2026年广东、江苏等地低价竞争将持续，如广东出现低于政策下限近10%的超低价报价，江苏对千万级大客户报价跌破火电成本线。这种“赔本赚吆喝”的竞争模式，会导致售电公司批零价差盈利空间急剧压缩，一旦购电成本上涨就可能面临大额亏损。

2. 监管收紧限制收益并抬高准入门槛：多地出台政策限制售电公司超额收益，如广东规定月度批零差价超0.01元/千瓦时的部分需按1:9与用户分享，陕西则按2:8比例分享。同时2025年多地集中清退198家售电公司，2026年监管将持续从严，对售电公司的资产、从业人员、技术系统等注册条件审核更严，中小售电公司若无法满足要求，易被强制退市。

3. 成本与价格波动风险加剧：新能源全面入市后，其出力高峰时段的低价竞争会导致电价大幅波动。且售电公司需承担区域电网容量电费这一固定成本，电量电费又与用电量波动挂钩，成本刚性与变量叠加。例如2025年广东因台风导致用电需求骤降，现货电价下跌致使售电公司大亏，2026年此类因极端天气、新能源出力波动引发的价格风险将更为常见。

4. 跨区域交易对技术与能力要求提升：2025年跨电网经营区常态化电力交易机制落地，打破了以往的传输壁垒。2026年售电公司需具备跨区域交易能力，而中小售电公司若1 - 2年内无法完成系统升级，将被迫退居区域零售商或转型。此外 AI电力交易技术逐渐成为竞争核心壁垒，传统售电公司若不投入技术升级，难以应对海量数据处理和精准价格预测需求，会在竞争中处于劣势。

5. 批零价格传导机制压缩传统盈利空间：多地通过规则调整推动批零价格传导，如江苏取消固定价、湖北要求零售价格与批发价格直接联动并设服务费上限。这一变革倒逼售电公司从依赖信息差的 “中间商”转型，以往单纯依靠批零价差盈利的模式难以为继。对于转型缓慢、缺乏增值服务能力的售电公司，2026年盈利将愈发困难。

二、年度工作目标和原则

（一）工作目标

全年完成代理售电量xx亿千瓦时的营销目标，并力争2027年度完成售电量xx亿千瓦时的营销目标。全年实现营业收入xx万元经营目标。其中，河北南网地区年度目标xx万元，月度平均xx多元；北京地区年度目标xx万元，月度平均xx万元；冀北地区年度目标xx万元，月度平均xx多万元。

（二）工作原则

坚持效益最大化与成本管理控制相结合；坚持精细化运作与精准化管理相结合；坚持集体科学决策与分工负责相结合；坚持整体团结协作与严格个体执行力相结合；坚持激励与约束并重、考核与择优并举；坚持高质量发展、集约化管控；坚持经营风险可控、企业运营高效。

三、各项重点工作安排

（一）市场营销方面

1.诚信营销体系构建：以诚信为核心规范营销全流程：确保服务宣传真实，不夸大绿电供应量、电价优惠及增值服务效果；主动向用户披露购电成本、价格波动风险与合同细节（含违约处理、费用调整机制）。

2.锚定客户结构转型新方向：推动客户结构从以铁路为主向工商业为主转型，聚焦工商业用户的用电需求与服务痛点，优化资源配置以提升服务适配性。

3.重点区域精准营销攻坚：针对北京地区，需持续强化业务深耕，不因短期盈利波动或规模大小放松投入。

4.拓展绿证交易业务：紧跟绿电与绿证交易联动政策导向，将绿证业务纳入核心服务体系。

5.全力开拓其他区域业务：先梳理目标区域电力交易政策（如准入门槛、电价机制、收益分配规则）与市场特征（用户类型、竞争格局），针对性制定方案。

6.强化主动营销能力建设：打破“依赖人情关系”的传统营销模式，推动全体员工从“被动服务”转向“主动走出去”，通过面对面沟通深入了解用户真实需求，精准传递公司服务价值。

（二）日常交易方面

1.分组与基础操作：按区域划分，精准完成电量预估；平台操作严格执行“一人操作、一人审核、一人监督”流程，确保操作合规.

2.客户差异化策略：针对客户结构先分析用电差异，再匹配对应策略，为制造业签订长期购电合同保障供电，为服务业提供分时电价套餐降低成本。

3.分时电价优化：深入研究各地区分时电价的时段划分与价差，结合不同客户用电规律定制方案，例如引导可调整生产流程的企业（如部分电子制造业）将非关键环节安排在低谷时段用电；同时紧盯分时电价政策动态，政策调整后及时优化现有方案，持续为客户降本。

（三）购电侧方面

1.域外供电渠道与电厂资源开发：充分认识电厂侧的战略价值。积极寻找域外供电渠道，多方位开发电厂侧资源，不断扩大电厂业务合作，努力收获安全、可靠、低价、充裕的电源电量，持续降低购电成本。

2.区域差异化购电策略制定：深入研究全国统一电力市场建设进程中各区域的政策差异与市场特点，根据不同地区的资源禀赋、电源结构，制定差异化的购电策略。在新能源资源丰富的地区，加大风电、光伏等清洁能源的长期购电合同比例；在火电占比较高且发电成本相对稳定的地区，优化火电购电组合，保障电力供应的稳定性与成本可控性。

3.新能源发电项目合作拓展：顺应新能源装机迅猛增长的趋势，积极拓展与各类新能源发电项目的合作渠道。参与新能源项目的前期规划与投资，通过签订长期购电协议锁定低价电量，提前布局绿色电力市场。同时，关注新能源项目的补贴政策变化与技术进步带来的成本下降空间，灵活调整购电策略，提升新能源电力在公司购电组合中的占比。

4.购电成本管控与价格谈判强化：面对电价呈现下行趋势的市场环境，强化成本管控与价格谈判能力。建立电厂成本数据库，实时跟踪煤炭、天然气等一次能源价格波动，以及电厂运营成本变化，在购电谈判中争取更有利的价格条款。利用市场供需关系变化，把握购电时机，通过签订短期灵活购电合同，降低平均购电成本。

5.煤电价格联动机制运用：充分运用煤电价格联动机制，学习掌握电煤价格知识，科学预判价格趋势，发挥月度余电交易的灵活性，为公司创造更大效益。

四、运营管理方面

1.客户日常维护，客户关怀与反馈处理，政策与市场形势传导，向“价值服务商”转型，个性化分时电价套餐定制，绿电一站式服务提供，客户合同管理与市场抢占。

  2.员工能力提升方面，做好基础数据的统计工作，提升负荷预测能力；第二，研究如何制定客户管理制度以及合同套餐模式等；第三，由公司已参与现货交易人员总结经验教训，定期开展培训；第四，每个员工都要关注相邻业务板块的发展，提倡一专多能。

2026年的电力市场，既是改革深化的“攻坚期”，也是价值创造的“机遇期”—— 既有现货市场全覆盖、绿电需求爆发的新空间，也面临竞争加剧、监管趋严的新挑战。但挑战与机遇并存，变局中更藏新机。展望新一年，期待全体同仁以“时不我待”的紧迫感锚定目标，以“协同共进”的凝聚力扛牢责任，同频共振、同向发力，相信只要我们以学习破难题、以认真强执行、以坚持赢市场，定能在能源转型的浪潮中把握先机，圆满完成全年目标，推动公司在高质量发展道路上稳步前行，共同书写2026年的崭新篇章！