在构建全国统一电力市场的战略背景下，售电侧市场化改革持续深化，售电主体多元化格局加速形成。作为直接联系电力用户的关键环节，售电市场的健康发展对优化资源配置、激发市场活力、保障能源安全和服务经济社会发展具有重要意义。然而，伴随市场规模的扩大与规则的演进，售电市场也面临新的形势与挑战。
（来源：中能传媒研究院 作者：国网（苏州）城市能源研究院史文博 江海燕 孟诗语）
本文基于对国内多类型售电公司及电力市场运行情况的深入调研，分析国内售电主体的主要类型与格局特征，梳理当前全国统一电力市场建设进程中售电市场的发展现状与关键问题，探讨当前市场在售电公司核心能力、零售交易规范、市场机制衔接等方面存在的主要挑战。最后，提出促进售电市场健康发展的相关建议，期望为售电市场的规范、高效、可持续发展提供参考。
一、国内售电主体格局
自2015年电改以来，我国售电市场经过不断演进形成了各具特色的商业格局。当前，国内售电公司大致可以分为以下几类：
发售一体型售电公司。这类公司依托集团/总部发电资产和发电业务，在售电侧放开后，逐步进入用户侧售电市场，通过合理配比发电电量和售电电量形成“发－售”双侧优势。从商业模式上看，这类公司通过发售一体实现了较强的营销成本分摊和风险对冲能力，由于同时掌握发电和售电两端，公司可以更好地在保障发电利润的同时控制售电成本，从而利用成本优势实现获客；同时，发电业务和售电业务在市场波动时具有一定的对冲效应，平滑电力供需缺口风险，降低了公司的经营风险。
地方国资型售电公司。这类售电公司多起源于地方城投公司，拥有较多自持的地产、物业公司、公共服务设施、交通基础设施等电力用户资源，成为其售电客户的基本盘。地方国资企业往往在本地有较高的知名度和信誉度，这类售电公司在地方售电市场上具有较强的地区品牌背书优势。在能源变革的新机遇下，其将开拓售电、综合能源服务、虚拟电厂等作为产业结构调整的抓手之一。这类售电公司的用户群体以集团旗下自持产业、本地工商业客户为主，客户画像往往呈现商业建筑体和空调类型负荷占比相对较高的特征。
产业链链主型售电公司。这类售电公司的母公司多为新能源制造产业链或能源领域设备/硬件制造产业链的链主企业，为自身和产业链上下游规模庞大的工厂提供“售电+综合能源+虚拟电厂+绿电+零碳园区建设”等一揽子服务。商业模式上，这类售电公司能够通过对自有工厂负荷资源、产业链客户资源、低成本新能源设备资源、高水平技术解决方案资源等各类资源的整合，实现降低客户服务成本、降低购售电风险等价值。该类售电公司基于其业务整合能力和用户稳定关系，未来有望实现“售电+虚拟电厂”“电能量+调节量”“微电网+虚拟电厂”“绿电+绿证”等多维度业务整合突破。
电力运维型售电公司。这类公司以往聚焦于为用户提供电力工程、电力运维等本地化电力服务，在售电市场放开后进一步延伸业务链至售电。商业模式上，这类公司能够依托既有电力运维团队，为售电客户提供免费或费用较低的变电所定期巡检、电力抢修等增值服务，通过一站式的能源服务增加客户黏性。用户群体上，这类公司往往更聚焦于规模较小、缺乏专业电力运维人员的本地中小用户，其所提供的免费代运维等服务解决了用户“高保障低频次”的能源专业维保问题，降低了用户成本。
综合能源服务型售电公司。这类公司大多聚焦于为用户提供多元化的能源服务，将售电业务整合到综合能源服务业务体系中，以满足终端客户多元化的能源生产与消费需求。从商业模式上看，这类公司对用户侧“源荷储”资源进行一体化开发，深挖用户侧节能提效降本潜力，并通过售电业务更好地参与到各类电力市场中。通过整合能源供应和管理，形成“虚拟电厂”等新业态新模式，以实现降低客户用能成本、对冲市场风险、提高客户黏性的目标。
交易策略型售电公司。随着电力市场机制不断完善，电力交易品类和交易周期日益丰富细化，电价影响因素更加复杂，在此背景下，精细化的交易策略将成为未来售电公司抵御市场风险、确保收益的重要手段。交易策略型售电公司更加专注于研发专业的市场分析、风险管理和优化算法，通过制定和执行系统的交易策略，在电力市场中获取竞争优势和利润。这类售电公司往往以民营售电公司为主，具备较强的研发优势，也能够接受市场波动风险带来的不确定性。在用户群体上，这类售电公司更注重用户类别、体量、用电特性等的量化优化匹配，在降低自身风险的同时为客户节约购电成本。
以上六类售电公司各具特色、交互配合，优秀的售电公司往往具有以上2至3类售电公司的复合特征和优势，从而共同构建形成了当前售电市场格局。
二、当前售电市场有待改进的方向
01
售电公司能力建设水平不一
在全国统一电力市场加速推进的背景下，售电公司核心能力的持续升级是适应复杂市场环境、实现稳健发展的关键。当前，部分售电公司的能力建设与领先企业相比还有一定提升空间，主要体现在以下方面：
一是在批发市场“风险-收益”平衡策略上存在不足。部分售电公司可能由于风险意识不足、市场经验有限等原因，经营策略对历史经验的依赖度偏高，在中长期与现货电量配比等策略上缺乏精细化的动态响应与策略优化机制。例如，有的公司根据往年月度和现货市场价格走低而过于提高本年度的短期电量交易比例；有的则因稳健偏好配置过高比例的年度电量，而对利用短期价格信号预测来优化交易和风险管理的关注度不足。在燃料价格波动、极端天气变化、新能源出力不确定性等多重因素交织的复杂环境下，这些策略可能带来较大收益风险。
二是客户结构优化和精细化管理的深度有待拓展。目前，部分售电公司对于主动管理与优化客户的行业和区域分布结构、持续跟踪预测重点客户的用电量关注度不足，可能存在客户群体过于集中在特定行业或区域，甚至出现单一客户占总售电量比例过高的现象。由于近年来行业和区域景气度波动日益频繁，这可能使售电公司面临更高的售电总量大幅偏离预测的风险，进而影响经营稳定性。
三是挖掘用户侧资源意识仍待提升。随着新能源渗透率提升，用户侧可调节资源在系统平衡中的作用愈发重要。而作为连接电力批发市场与终端用户的核心纽带，售电公司在挖掘用户侧资源方面具有市场主体地位明确、靠近用户等天然优势，有望通过分时电价、辅助服务市场和现货市场等多渠道提升收益。但目前一部分售电公司在开发用户侧资源参与系统调节的意识和实践上都有待深化，有必要更加注重用户侧储能由传统分时电价套利模式向动态参与市场转变、以及加强负荷聚合的技术储备与应用能力。
02
零售市场交易规范性待加强
当前零售市场在蓬勃发展的同时，相关规则也需随着市场模式不断升级迭代，以下三方面值得跟踪关注：
一是居间电量占比过高可能带来一些隐患。在售电竞争日益激烈等因素的驱动下，庞大且快速的获客需求促成售电公司与客户交易之间的“售电居间”业务快速兴起。然而，当前售电市场上大量存在的居间行为也可能引发一些问题：首先，居间主体从售电交易中获利可能带来一些用户电价虚高、进而电改红利未能充分传导至用户的现象。同时，部分居间主体在争取客户过程中，若存在不合理报价、限制用户选择等行为，不仅扰乱市场秩序，还削弱了用户对电力市场改革的信心。此外，居间环节也可能增加售电公司的经营风险。部分售电公司的居间成本甚至占比超过收益的50%，这种成本结构下，售电公司需要以更低的收益、服务更多的用户覆盖更多的交易风险，这种风险承担的不对等可能引发双方之间的矛盾。
二是零售环节规范性不足容易引发纠纷。目前，各省对零售用户与售电公司签约流程等都有一些指导，但随着售电市场发展，不规范问题也日益多样化和复杂化。例如，部分用户倾向于通过招标方式选择售电公司，但个别售电公司存在以较低报价中标后在合同签订或后续履约环节不充分履行承诺的问题。例如，或在合同签订阶段存在拖延，临近交易系统提交截止时间才临时调整电价，导致用户难以及时寻找替代方案；或在合同条款的设定与理解上存在偏差，致使用户最终结算电价与预期产生落差。此类情形不仅影响用户权益，也可能对市场信誉造成潜在影响。因此，有必要进一步加强合同履约等“最后一公里”交易环节的规范引导与监管。
三是用户的市场专业认知不足可能影响权益保障。当前零售市场的部分现象，主要源于用户对售电市场规则、电价构成机制和不同售电代理商的套餐服务质量等的认知不足。例如，居间代理电量占比较高，反映出用户对用电成本的关注度有待提升，未能充分比较不同售电公司的电价套餐，而可能过度依赖居间方。此外，在现货市场环境下，不同用电负荷曲线的用户价值差异显著，但用户往往受限于专业认知，在评估何种零售套餐最为适配时存在难度，可能导致实际用电成本未能充分降低。因此，有必要加强市场规范和第三方用户服务，支持用户提升决策能力。
03
部分市场机制仍可深入完善
当前电力市场机制建设虽取得显著进展，但随着售电市场的发展，部分环节可能难以适应售电公司风险管理和效率提升需求，主要体现在：
一是批发市场交易品种有待进一步丰富，以满足市场主体日益增长的高频次、多样化交易需求。一方面，一些省份中长期与现货规则衔接的顺畅度需进一步优化，特别是以年、月、旬交易为主的中长期交易体系在交易频次与灵活性上存在一定局限性。售电公司受限于短周期连续交易渠道缺乏、可参与交易批次有限等市场机制限制，在及时响应负荷预测偏差、新能源出力波动或突发供需变化方面存在挑战。这可能导致其中长期合同电量与实际需求产生偏差，进而在临近交割时段面临调整成本增加与履约风险上升的压力，甚至引发负电价或高电价现象。另一方面，随着负荷侧新型调节资源不断涌现，适应此类资源特性的市场规则也需加快探索完善。
二是批发电价向零售用户侧的传导机制有待进一步优化。在高比例新能源带来的电力供应不确定性下，有效传导批发市场价格信号、促进用户侧精准响应系统调节需求，是近年来国内外电力市场改革的重点。目前，我国已普遍实施用户侧分时电价，但大部分地区仍采用行政部门设定固定时段和浮动比例的模式。该机制在灵活性上存在一定局限性，调整周期也相对较长，可能导致零售用户的响应存在一定迟滞。值得注意的是，山西省已率先开展探索，建立了零售分时电价浮动比例每月跟随批发市场分时段电价动态调整的机制，在实践中显示出对提升电网调节能力和新能源消纳能力的积极作用，经验值得参考借鉴。
三、发展建议
总体来看，当前不同省份、不同市场主体在售电市场上呈现出差异化特征与阶段性进展。基于对部分省份和典型企业的创新实践，结合团队研究分析成果，提出以下建议：
完善促进售电市场健康稳定发展的市场机制。一是优化中长期与现货市场有序衔接的交易品种体系。随着现货市场建设推进，可逐步开展中长期分时段交易、日滚动连续交易，允许发电侧、用电侧均可以买入或卖出电量，以更好地满足各类售电主体精细化合同调整需求。二是研究建立与批发电价动态联动的分时电价机制。根据批发市场的价格情况确定分时电价浮动系数、缩短调整周期，更有效地激励用户精准响应电网调节需求。三是优化适应虚拟电厂、微电网等新型经营主体的市场规则，如探索现货市场出清节点向更低电压等级延伸、赋予虚拟电厂在中长期和现货电量配比上更大的自主决策空间、促进发电侧和负荷侧灵活性资源同台竞争等，通过这些措施促进当前售电主体向复合型新型经营主体转型，进一步推动用户侧“电能量”交易和“调节量”响应标准化。
构建“平台监管+信用评价+用户赋能”三位一体的零售市场治理体系。一是推广先进省份电力市场中的线上零售平台模式，便于售电公司上架售电套餐、用户自主选择，提供标准化的用户招标、售电公司投标、合同签订等线上化流程，提高市场透明度、降低合同纠纷。二是建立健全多维度体系的售电公司动态信用评价体系，建议将评级结果与市场准入、保函成本挂钩，减轻合规企业负担。同时，可探索设立第三方履约监测平台，对不当市场行为加强监管和约束。三是培育第三方服务市场，提升辅助用户决策能力，开展市场规则普及培训，利用零售平台智能推送适配套餐，增强用户议价能力与权益保障水平。
鼓励售电公司注重经营能力全面提升。一是优化批发侧交易策略。建议售电公司、特别是新进入市场的售电公司科学规划不同交易周期的电量配比，同步加强中长期稳仓配置和短期价格预测能力、审慎评估扩张节奏，不断提升收益稳定性。二是强化负荷侧精细化管理能力。建议售电公司建立客户多维画像体系，主动优化客户行业与区域分布，降低单一行业或区域波动风险。对于关键大客户，可结合人工跟踪、数字化管理等手段提升负荷预测精度，以管控偏差风险。三是深挖用户侧资源价值。鼓励售电公司向综合能源服务商转型，开展用户侧可调资源开发“电能量市场收益+辅助服务收益+分时电价套利+绿电交易”的多元化收益模式。
