新一轮电改实施至今近3年的时间里，售电市场的蛰伏、售电公司的洗牌，从全民盛宴到泥沙俱下，售电市场中的各方主体逐渐回归理性，售电市场的格局日趋明朗，为消费者提供质优价廉的电力服务和产品的改革初衷逐步体现。

近年末，新一轮电改加速推进并全面深化。随着输配电价的进一步厘清、发用电计划改革的协调推进，竞争性电力市场的构建完善，传统电力“统购包销”的模式基本被打破。作为改革的必然产物，售电市场逐渐活跃，售电业务竞争日趋白热化，售电公司的命运更是几家欢笑几家愁。

2015年底国家发改委、能源局联合发布《关于推进售电侧改革的实施意见》，明确电网公司、发电集团及其他社会资本均可投资成立售电公司。根据中国电力企业联合会预测，到2020年，我国全社会用电量将达到7.7万亿千瓦时，按照相关规划中“2018年工业用电量全部放开，2020年商业用电量全部放开”，面向社会资本打开的售电市场规模每年可达数万亿元。如此庞大的市场空间，相对较低的准入门槛，对社会资本、地方能投、甚至是跨界领域来说，无疑是改革抛来的又一橄榄枝。截至2017年12月，预计今年市场化交易电量1.6万亿千瓦时，约占全社会用电量的25%。全国进入及通过公示程序的售电企业已逾3000家，完成工商注册成为“预备队员”的售电企业更数倍于此，达到近万家，其中绝大部分为社会资本。而就在一年前，全国公示的售电公司不到300家，通过工商注册的仅为3000余家。然而，售电市场的“蛋糕”真的如想象中这么好分么?

从上一轮互联网经济的主角网约车的经历中，我们能大致总结出市场竞争发展的轨迹——惊艳登场、百花齐放，烧钱大战，繁花落尽，剩者为王。这五部折子戏，同样在2017年的售电市场中上演。10月30日，安徽电力交易中心发布《关于皖能淮北能源销售有限公司退出电力市场的公告》，这是安徽第三家退市的售电公司，早在2017年4月，就有芜湖、远东两家售电公司申请退市。原因不外乎公司业务人员短缺、能力不足以及电力交易市场合同执行风险较高等原因。新一轮电改实施至今近3年的时间里，售电市场的蛰伏、售电公司的洗牌，从全民盛宴到泥沙俱下，售电市场中的各方主体逐渐回归理性，售电市场的格局日趋明朗，为消费者提供质优价廉的电力服务和产品的改革初衷逐步体现。

市场化“代言人”并不那么好当

在我国传统的电力体制下，电力是一种长期的“统购包销”的特殊商品。9号文的印发，按照“管住中间，放开两头”的原则，打破传统垄断，通过市场决定价格，还原电力企业属性和电力的商品属性;售电侧改革，意在向社会资本放开售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，将利润转移到售电侧和用电侧，通过市场化手段降低用户用能成本;售电市场的构建，简言之就是除了第一产业、第三产业中公共事业性质用户及居民家庭用电仍由电网公司提供“兜底”服务，以充分保障“无议价能力用户”的用电权益外，其他的电力买卖允许社会资本经营;售电公司的组建，既是电改的衍生品，也是市场化竞争的必要媒介，作为电力市场化改革“代言人”的售电公司，除了通过市场化电量交易，以及为用户提供个性化用能服务以降低综合用能成本外，还需要承担抑制用户端电价波动“防火墙”的作用，是风险和利益共担的载体。

作为电力市场建设先行军的广东省，在2016年3~5月三次月度电力集中交易中引入售电公司参与竞价，成交电量28.4亿千瓦时，占到了总交易量的73%，开创了国内售电公司参与电力直接交易的先河。这其中，售电公司获得的电量由3月的65%上升至5月的83%，三次交易中电厂向需求方合计让利5.3亿元，其中近4.5亿元被售电公司获得，广东售电公司的“暴利”试水名噪一时，电厂哀嚎的背后，是售电市场初期“混沌”格局中，各方主体对市场预期的偏差、售电市场不充分竞争，以及市场规模和机制构建的不完善。

售电侧改革的目的是放开售电业务，形成竞争的市场主体，最终让用户享受改革红利，而不是让售电商获得不合理利润。业内人士认为，偏差考核和统一出清等规则的引入，将进一步规范和稳定售电市场，同时随着市场主体对交易规则的进一步明晰，价格机制和竞争机制的逐步完善，电力产品的购销价差逐渐缩小，使得套利空间迅速收窄，风险大于收益，引发大量以低买高卖赚取差价的“皮包型”售电公司垮塌。

根据广东电力交易中心最新发布的《关于2017年11月份广东电力市场结算情况的通告》中显示，今年11月份售电公司从市场合约获利0.72亿元(若不考虑考核费为0.90亿元)。用户获利4.97亿元，用户平均价差-46.38厘/千瓦时，用户获利占比87.29%。

“经过近2年的发育成熟以后，最早在广东，现在遍及整个电力市场，售电公司普遍的盈利能力在下降，很多都在赔钱。”一售电公司相关负责人表示，“不像在广东，第一轮竞争中部分售电公司实现盈利，在西北、山西等地，第一轮交易中大量的售电公司就赔钱了。比如某个省组织电力市场交易，省内市场主体从电改以来就了解交易的相关政策，谁都不是门外汉。同时随着市场化交易的推进，价格也趋于透明，作为中间人的售电公司就很难挣钱了。在统一出清和偏差考核规则推出之前，大家都觉得‘人有多大胆，地有多高产’，但冒进签约的背后，还是售电公司来买单。这其中尤其以独立售电公司赔的最多，因为没有发电厂背景和电量优势、专业技能，对价格判断能力也相对薄弱，很多售电公司都表示‘玩不下去’了。”

在采访中记者发现，基于广东电力交易第一轮博弈中发电厂的惨痛经历，全国各地发电厂纷纷吸取“教训”，采取抱团的措施“规避”风险。截至今年11月初，某央企发电集团所属售电公司用度电价差8分以上的价格，最高甚至达到9分来大规模拓展用户，但对于独立第三方售电公司，最多给出7.5分价差。而到了11月中旬，因大部分电量已通过自有售电渠道解决，价差回调到6.8分左右。同时，由于售电公司在博弈初期普遍采取“烧钱”圈电量的方式，今年广东长协市场报价曾一路攀升，个别售电公司为抢夺用户，率先突破了降价6.45分的去年均值。用户的胃口越来越大，甚至出现某大用户甩出一份“降价达不到1毛1就被视为弃权”的招标条件;某粤东北地区1200万千瓦时电量且负荷稳定性弱的用户要价8分1且固定比例分成等等，直接带动了整个市场对起步让利点的高站位。加上市场上虚假信息的挑动，原本期待着市场高开低走的售电公司也纷纷硬着头皮参与竞价，造成长协折扣价格一路走高，进入非理性区间。在遭受发电侧“排挤”和“强势”用户双重挤压的同时，基于电网接入、计量、抢修等考量，用户对于售电公司的选择持续徘徊观望，部分售电公司命运岌岌可危。

市场格局日趋明朗下

售电公司出路几何

继中石油在2017年11月份成立“中油电能”后，12月15日，中石化也成立了河南中原油田能源服务有限公司，依托在中原油田多年的运营经验，开展购电、售电、配电网投资建设以及检修等服务。在传统能源企业积极布局配售电业务的同时，芜湖泓科电力工程有限公司、安徽远东售电有限公司、皖能淮北能源销售有限公司等售电公司却相继退市，售电市场格局日趋明朗，洗牌淘汰愈演愈烈，站在命运岔路口的售电公司又该何去何从?

根据电改文件精神，售电公司类型可划分为电网企业的售电公司、社会资本投资增量配电网，拥有配电网经营权的售电公司，以及不拥有配电网运营权、不承担保底供电服务的独立售电公司。经过2年售电市场洗牌分化，目前售电公司已逐步演化为电网资产型售电公司;拥有发电厂资源，即电厂窗口型售电公司;用户窗口型售电公司;以及独立售电公司。“中油电能”即为典型的用户窗口型售电公司。未来的售电市场也将围绕电量规模、交易水平、金融实力、风险管控、服务水平、专业能力以及能源服务平台等竞争进一步分化，售电公司的站位将更加明晰。

在改革初期，独立型售电公司凭借与用户签订的大额电量形成集体议价权与发电企业进行商业谈判，通过差价换取利润空间，电力用户也可因差价“分成”而直接降低用电成本。但一味地靠低价吸引客户，并不能形成售电公司与用户之间的粘性，反而会养成用户的高趋利性，造成客户流动风险，扰乱市场正常秩序。同时，简单粗暴地以“由市场决定价格”偷换成“由发电企业向下游让利”的概念，显然与电改精神背道而驰，发电厂以高让利圈用户的“赔本赚吆喝”最终只会造成市场上几败俱伤，同样，简单地以“吃差价”的短线操作模式获取利润也不是独立型售电公司经营的长久之计。

从2017年上半年广东电力市场交易情况来看，交易电量基本被电厂窗口型售电公司、拥有大用户的售电公司以及综合能源服务商三类瓜分。未来电力市场格局中，资产和资源是售电公司的王牌，发电厂成立售电公司也是为了改变身份应对规则的一种需求，在坐拥电量和体量优势的前提下，在未来售电市场中会占据主导地位，拥有更多的话语权。同样不可忽视的，是拥有配电资产的售电公司竞争实力也更强，从“两桶油”跨界涉足“卖电”领域，传统能源巨头向综合能源服务商转型的趋势来看，除可以承担油田区域的既有电力购销外，其还拥有大规模的配电网资产，优势明显，发展空间巨大。

但若此时宣判独立售电公司“出师未捷身先死”的命运，未免有管中窥豹，为时过早之嫌。对市场而言，竞争只是市场发育初级阶段的表现，在任何市场竞争中，合作才是共赢的王道。相较于独立型售电公司，电厂窗口型售电公司的客户资源、技术资源和人力物力资源相对有限，积极树立市场化营销理念，整合资源优势，引入分销商的概念，通过批发电量给专业售电公司进行分销，是未来售电市场的发展趋势之一。记者在采访中发现，分销商的理念已经在部分售电市场落地生根。部分小型独立售电公司已成为电厂窗口型售电公司的二级代理商进行电量代理，同时，通过向客户提供增值服务来保证客户粘性，既保证用户拿到所期望的价格和市场化电量的比例，同时独立售电公司从电厂窗口型售电公司获得利润分成，市场定位的重塑保证了独立售电公司在资源和背景都处于劣势下免遭淘汰的厄运，售电市场将形成多方共赢的良好格局。

任何一家公司的成立都不是以“吃饱”为目的，当然，改革红利也不会来得那么快。从我国第三产业的蓬勃发展到互联网经济的振兴，都印证着“所有产品都将转变为服务”的道理。售电公司作为中间商参与市场化交易并不是强势的一方，任何市场在发育初期需要中间商来调节和撮合供需两端的需求。但随着市场发育程度越来越高，中间商的价值会越来越弱，甚至会有一部分退出市场。大部分行业的发展也都呈现出集中度越来越高的趋势，随着利润空间逐渐收窄，纯粹开展售电业务的独立售电公司数量将会越来越少。现货交易的引入，交易频率和手续费的增加，未来售电业务开展的频次和难度都会有所提升，基于现有交易规则的盈利模式也不具备可持续性。因此，树立竞争意识，根据资源差异找回市场定位，以提供差异化服务为竞争手段，拓展业务范围，开展配电运维，节能服务，用户的信息化改造等综合用能业务才是独立售电公司实现“穿暖”的途径。

“从未来售电市场的发展趋势来看，从交易中心到电厂一端的利润被电厂窗口型售电公司拿走，从配网到用户，电网公司的售电公司掌握更多的话语权，但是从电表之下的节能服务，才是独立售电公司应该做，值得做，或者说是唯一可以做的。提供综合服务要比纯粹做售电所带来的利润更可观。”某售电公司相关负责人介绍，“纯粹的售电业务过于单一，没有任何附加值，随着价格的利润空间越来越小，竞争也会越来越强，这称不上是优质业务。但很多工业用户对于节能的市场需求还是很大的。”

或许此时会有独立售电公司抱怨，在一切向电量、电价看齐的售电市场组建初期，用户的基本需求还停留在“价差”层面，合作关系都建立在购售电价差之上，增值服务难以避免地沦为“赠品”。统观市场经济发展，用户的思维转变、用能习惯、主体培育都需要较为漫长的过程。目前许多省份售电公司与用户签订的服务协议都是以年为周期，期满后的再次选择权仍掌握在用户手中，因此对于独立售电公司而言，能提供何种服务以保证用户粘性，是核心的竞争要素。对于体量较小的售电公司，为用户提供综合节能服务套餐，通过电费管理、用能咨询等增值服务增加客户粘性并实现盈利，以“电管家、电物业”等形式提高服务频率，布局未来业务范畴;对于体量较大的售电公司，积极打通油气领域，从布局园区能源站、投资建设企业用户内部配电设施，再以设备租赁的方式开展售电业务切入，锁定用户负荷。以用户需求为导向，以互联网技术为入口、以综合能源服务为突破，才能摆脱市场化初期的纠葛与挣扎，在逐步放开的售电市场规模和更大的想象空间中释放和分享改革红利。

告别无序竞争

电力市场建设任重道远

新电改的强大推动力成就售电市场的发育蜕变超出预期，电力市场的复杂和特殊性，赋予售电侧明显的竞争特性。新兴市场从发育到成熟，竞争、洗牌、分化、再定位是必然经历的过程。

于售电公司而言，摆脱差价盈利模式，转变营销手段，吃透电改政策、找准市场定位，培养和储备交易、报价、市场分析预测、增值服务等专业人才队伍，搭建或采购覆盖用户的能量采集监控平台和负荷预测平台，通过信息化手段对用户进行精准预测、代理，苦练内功、洞悉市场、知己知彼方能立于市场竞争不败之地。在未来面对电价调整、煤价上涨、偏差考核等多重因素影响下，售电公司在与代理用户签订合约时，尽量对市场价格变化影响约定价格等细节条款作出约定;在约定“保底”成交电量时优先考虑约定为无约束成交量;在签订市场化合同电量时切勿冒进，避免偏差考核造成更大经济损失，进一步提高管理精细度，以此防范风险并增加收益。

于售电市场建设而言，首先，稳步放开市场化电量，加强对售电公司资质监管和市场信用体系建设是保证售电市场健康、良性发展的前提条件。同时，交易规则制定的科学性和连贯性是保障和推动市场交易稳定、持续开展的必要条件。售电公司从成立到真正参与售电业务需要2~4年的时间周期，若地方政府、各级部门对政策解读有偏差或倾斜，亦或是政策波动性大，不具连贯性，都会造成市场主体的迷惑，导致市场主体在新业务、新领域的拓展停滞。最后，电网企业售电公司业务的剥离，以及电厂窗口型售电公司由于并联交易方可以运用行政力量撮合交易的达成，从而有可能导致交易价格、方式在非竞争的条件下出现失真，形成“新型局部垄断”等有违电改初衷的弊端，仍需要政府在规则制定上有所完善。

于电力市场化改革而言，其核心是全面市场化取向的电价形成机制建设。统观发达国家电力市场体系的种类和模式，应充分借鉴其引入金融期货的概念和手段，在我国组建从事电力现货、远期现货及期货交易的电力交易所，以达到更好地向全社会释放改革红利的目的。参与电改的资深人士、中国政法大学商学院、资本金融研究院院长刘纪鹏在接受本刊记者专访时表示，电力作为二次能源，不仅具有期货商品易于划分种类、易于转运、价格波动频繁、交易规模大且有众多交易者参与的大部分特性，还具有峰谷电价差、即时平衡等自身的独特性。所以电力期货、远期现货及期货交易等品种是可行且必须的。通过开展电力远期现货和期货市场，用市场手段寻找电力市场发展的周期性波动规律，并由远期现货和期货的交易商主要承担预测和规划的风险，才是电力体制改革的方向，也是最终解决电力这一国民经济第一基础产业的短期、中期、长期电力发展规划问题。同时，售电侧的电力市场化也为“输配分开”作出有益探索，有助于加快形成输配电企业的成本规则，在输电、配电环节建立科学、规范、透明的电价管理制度，促进电网的公平开放。

本文刊载于《中国电力企业管理》2017年12期