售电是电力生产与消费的核心环节，其既是电力生产的出口，又是用户服务的入口。由于电力生产的特性，无法对已生产的电力进行大规模储备，电力生产与消费必须处于基本均衡的状态才可以提高经济性，避免资源大量浪费。

随着技术和体制的双重革新，在未来的产业链中，必定是消费决定生产，消费将处于产业链的优势地位，售电则是为用户电力消费提供服务的核心环节，售电企业成为电力市场的重要参与者。

一、售电市场，高增长的蓝海市场

2021年，国家发改委“1439号文”指出，全部工商业用户目录电价取消，推动工商业用户全部进入电力市场。

根据国家能源局数据统计，2022年在电力交易机构注册的市场主体超过60万家，同比增长29%。

电力市场化飞速发展，目前仍有90%以上的中小电力用户未进入市场；未入市电量超2万亿度。

电力市场化仅仅是能源服务的蛋糕一角，“双碳”目标实施的推进，进一步加速综合能源服务产业发展，节能、降碳等需求不断涌现。

专家预测，中国实现“双碳”目标大约需投资 150 万亿到 300 万亿元。

售电市场不仅政策利好！还有着三大特点：

高增长——用电量攀升

实体经济、乡镇经济快速发展，用电量攀升。2022年1-12月，全国全社会用电量86372亿千瓦时，同比增长3.6%。全国完成市场交易电量52543.4亿千瓦时，同比增长39%。

硬需求——刚需的市场

用电是刚需，入市是必然。但中小电力用户受限于技术、时间和人力等 ，无法独自完成电力交易业务；个体体量小，缺乏议价能力；缺乏安全可靠的购电渠道等，需要专业的代理购电。

新机遇——高空白度的蓝海市场

涉及生产制造大小工厂，以及商超、饭店、宾馆、美容美发等中小电力用户。这些用户往往分布广泛，数量庞大，还未开发，是一个新兴的市场领域。

售电市场是一个高增长的蓝海市场。

二、新一轮省级电网输配电价即将公布

目前我国第三监管周期输配电价定价已经全面开展，将于今年公布。

输配电价改革是新一轮电改的重要组成部分，是“管住中间”的关键举措，目的是打破电网的垄断，为电力价格市场化奠定基础。

2015年以来，按照党中央和国务院决策部署，国家发改委会同有关部门全面推进输配电价改革，开展首轮输配电成本监审，取得了积极成效。通过严格成本监审，共核减不应纳入输配电定价成本的不相关、不合理费用约1284亿元，改革红利全部用于降低实体经济用电成本。通过健全独立输配电价体系，推动电价市场化程度显著提高，我国电力市场化交易比重由改革前的14%，提高至2022年的60.8%，有效促进了电力资源合理配置。

2019年国家发改委全面组织开展新一轮输配电成本监审，监审范围包括全国除西藏以外30个省份的省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网，监审期间为第一监审周期后一年度至2018年度。其中，省级电网成本监审委托电网公司所在地的省级价格主管部门具体负责监审；区域电网成本监审委托区域范围内相关省级价格主管部门联合监审。

2020年9月，国家发改委发布《关于核定2020～2022年省级电网输配电价的通知》，公布了33个省级电网输配电价表，自2021年1月1日起执行。这是省级电网第二监管周期输配电价，标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破，表现为“一个全面、三个首次”，即全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。第二监管周期输配电价核定，积极运用降价空间，进一步理顺了输配电价与目录销售电价的关系，为扩大市场化交易规模创造了更好条件；进一步优化了输配电价结构，缩小了交叉补贴，为下一步相关政策完善奠定了基础；进一步解决了部分历史遗留问题，疏导了多个省份存在的电价矛盾；进一步实现了输配电价水平的稳中有降，多数省份聚焦降低大工业输配电价。同时，充分考虑外送电省份实际情况，制定了合理的外送电输电价格，将有力促进电力资源在更大范围内优化配置。

2022年5月，国家发改委部署开展第三监管周期输配电定价成本监审实地审核工作，第三监管周期成本监审范围包括33个省级电网和6个区域电网，监审期间为2019年度至2021年度。

虽然目前最新一轮全国省级输配电价尚待发布，但局部地区已经先行出台试行的输配电价。新疆生产建设兵团发改委已经以第八师兵团作为试点，发布了《兵团发展改革委关于核定2022~2025年第八师电网输配电价（试行）的通知》（兵发改价格规〔2022〕174号）。

对于业内较为关心的第三监管周期输配电价如何监审？国家发改委在2022年发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中显示，“强化电网输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴。提升跨省跨区输电价格机制灵活性，探索跨省跨区交易按最优路径组合等方式收取输电费用。”可以看到，电网企业输配电业务和购售电业务分开核算将成大势所趋，进一步剥离电网企业竞争性业务和非竞争性业务。

三、2023年，售电市场机遇与挑战并存

2023年售电市场，机遇与挑战并存。

2022年12月23日国家发改委发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，通知中提到，逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。随着制度的健全完善，将推动百万数量级工商业电力用户全部进入市场。

目前来看，售电企业的客户类型主要为两种：一类是大工业用户，该类用户用电量较大，对售电企业控制偏差起到帮助。另一类是中小型用户，用户体量小，但聚少成多，可帮助售电企业实现负荷侧聚合。

据相关资料显示，目前仍有60%左右的中小型电力用户未完全进入市场，以电网企业代理购电的方式用电；未入市电量超2万亿度。这对售电公司来说，是巨大的市场机遇，中小型电力用户或成为售电公司未来主要的客户群体。中小型电力用户参与市场存在以下痛点：一对电力市场政策不了解，无法独立完成交易。二是自身用电量体量较小，市场议价能力低。

随着售电侧改革深入，在未来的顺价模式下，售电企业不再是仅赚取价差的“中介”角色，售电企业差异化服务将成为主流。随着市场化改革的不断推进，供应侧的成本压力必然会传导给用户侧。在售电市场愈加激烈、价差空间透明化的当下，同质化的盈利模式将难以维系。此外，电力用户日益增长的多样化需求，也迫使售电企业必须尽快开辟新的业务，为客户提供精准的服务。如开展负荷聚集、虚拟电厂建设、绿电交易、综合能源服务等，都将成为新的效益增长点。

文章来源： ​北极星售电网，电能趋势，中研网