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2017年9月中旬，江蘇省電力交易中心連續向社會公示74家售電企業名單。至此，全國進入及通過公示程序的售電企業已達2259家，完成工商注冊成為“預備隊員”的售電企業更數倍于此，達到8000家左右。其中，絕大多數具有民資背景。

中國電力企業聯合會預測，至2020年，我國全社會用電量將達到77000億千瓦時。按照國家能源局“2018年工業用電量全部放開，2020年商業用電量全部放開”的相關規劃，面向社會資本開放的售電市場規模每年將達數萬億元。

還原電力商品屬性將帶來巨大商機

電力是一種長期“統購統銷”的特殊產品。近年來地方供電企業曾進行過一些“配售分離”的嘗試，但并未實質性地觸及產權。“發電企業通過協議方式向用電大戶直接供電”是電力體制改革的積極嘗試。

一位業內資深人士告訴《中國經濟周刊》記者：“從本質上來說，國家定價語境下的電力部門并不是真正意義上的企業，放開售電市場就是要還原電力的企業屬性和商品屬性。”

2015年3月15日，中共中央、國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）（下稱“9號文”），明確提出要“按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務”。此后，各省份紛紛出臺配套文件，加快構建投資多元、主體規范、交易公平、監管有效的配售電市場體系。

業內人士進一步解釋，所謂放開售電市場，簡而言之，就是除了第一產業、第三產業中公共事業性質用戶及居民家庭用電仍由電網公司提供“兜底”服務，以充分保障“無議價能力用戶”的用電權益外，其他的電力買賣將轉讓給社會資本經營。

“你也可以把它理解成輸、配、售電的真正分離——具備規定資質后社會資本都可以注冊售電公司參與售電乃至配電業務，電網企業的任務變成了電網投資運行、電力傳輸配送，類似于汽車過路費的電力‘過網費’（輸配電費用）將成為其主要的收入來源。”該人士說。

《中國經濟周刊》記者初步梳理發現，2015年之后現有的售電公司大約有如下幾類：1.發電企業自辦的售電公司；2.熱電聯產企業自辦的售電公司；3.地方政府主導，撮合發電用電兩方成立的售電公司；4.掌握大量電力用戶資源的國有或民營售電公司；5.電力工程或電力設備制造商開辦的售電公司；6.具有新能源背景的售電公司；7.電網企業開辦或分離出來的售電公司。經營方式多種多樣，向發電企業直接購電、通過集中競價購電、向其他售電商購電等多種方式，然后再以不同方式賣給電力用戶。

有數據表明，先行先試的省份如廣東，售電企業和電力用戶已獲利頗豐。廣東省電力交易中心2017年8月23日發布的一份報告稱，2017年上半年，該省電廠讓利35.92億元，售電公司與電力用戶大致按2：8分成，進入市場的322家售電公司月均盈利達140萬元。

不靠價差盈利應成為售電企業的戰略選擇

售電市場開放探索階段，人們已經看到了改革“紅利”的釋放——僅國家電網28家電力交易中心2017年1—8月完成的市場化交易電量就達7034億千瓦時，預計全年可為電力用戶減少電費支出700億元左右。

然而，業內專家告訴《中國經濟周刊》記者，長期以來，我國供電公司的主要盈利模式是以低買高賣和相關補貼為基礎的，售電市場放開后，售電公司“打包議價”獲得的電廠讓利本質上應當看作是電網企業轉讓的經營利潤。但是，隨著價格機制和競爭機制的逐步完善，電力產品的購銷價差將日趨縮小；供求關系決定的買方市場形成后，售電公司賺取暴利的情況將減少。

“在改革初期，售電公司憑借團購形式形成的集體議價權與發電企業進行商業談判，通常能夠獲得幅度可觀的盈利空間，電力用戶也可能因價差的‘分成’而直接降低用電成本，但簡單地將‘主要由市場決定能源價格’變成‘主要由發電企業向下游讓利’，肯定不是國家推進電力供給側改革的根本目的，否則政府完全可以通過行政命令降低電價。”該專家認為。

為了確保電網企業擁有穩定的收入來源和收益水平，電力價格形成機制的重點內容“輸配電價”依然是由政府核定。2017年9月12日，江蘇省物價局就公布了該省電網首個監管周期(2017—2019年)各電壓等級輸配電價，全國其他省份的輸配電價也將在年底之前陸續獲得國家發改委的相關批復。

記者還注意到，在按照“準許成本加合理收益”的方法核定輸配電價的同時，國家對電網公司有一個“準許總收入”的指標管控，其目的正是令電力價格更趨透明，以消滅隱含的高額價差。

中國電力企業聯合會《2016—2017年度全國電力供需形勢分析預測報告》稱，2016年，全國規模以上電廠發電總量為8.23萬億千瓦時，而全社會用電量只有5.99萬億千瓦時，按照市場規律，這種供過于求的現狀也難以維持長久的盈利空間。

實際上，已經有“先知先覺”的售電公司做出了“放棄價差盈利模式”的戰略選擇，轉而在客戶服務中尋求經濟效益。江蘇某大型售電公司負責人告訴《中國經濟周刊》記者，售電公司實際上更應當是一個因承擔風險而獲取收益的角色。

該負責人以電力用戶最為忌憚的“偏差考核”為例闡釋了這一邏輯：“通俗地講，參與市場交易的電力用戶合同電量與實際用量之差必須控制在一定幅度內，否則就會受到數倍于協議價格的經濟處罰。而受政治、經濟、社會等諸多因素影響，單個用戶對實際用電負荷很難精準預測和絕對把控。此時，擁有若干用戶的售電公司就可以運用市場和技術手段規避和分散‘偏差考核’的風險。”

《中國經濟周刊》記者調研獲悉，售電公司與其代理客戶之間就“偏差考核”有多種合作機制，常見的有：售電公司獨自承擔偏差、售電公司與電力用戶分擔偏差、電力用戶全額承擔偏差而售電公司“零利潤”供電。

數年后或有大批售電企業被淘汰

從工商注冊的角度看，成立售電公司門檻并不算高，《售電公司準入與退出管理辦法》規定的基本條件是：資產總額不低于2000萬元人民幣；擁有10名及以上專業人員；具有固定經營場所、信息系統和客服平臺；無不良信用記錄等。

但記者調研發現，通過工商注冊的售電公司未必都能進入市場，《江蘇省售電側改革試點實施細則》就規定，年代理總量達到4000萬千瓦時以上的售電公司才有交易資格。

事實也是如此，絕大多數完成工商注冊的售電公司還未能正常開展售電業務，即使是在售電公司表現活躍的廣東。2017年上半年的交易電量基本被發售一體的售電公司、作為大用戶的售電公司和能源綜合服務商三類企業所瓜分，其中又以發售一體者占據絕對優勢。如廣東粵電、華潤電力等公司的銷售電量均超過100億千瓦時，而該省全年的交易目標僅為1000億千瓦時。

“國家似乎是有意推后了電網企業自辦售電公司的進入（已經公示的企業名單中很少看到此類公司）；從發達國家售電市場的發展進程來看，配售電業務完全分開也不是一蹴而就的。因此今后較長一段時期內‘發售一體’或‘發配售一體’的售電公司仍將占據主導地位。”有關專家認為。

記者還注意到，江蘇、云南等少數省份文件規定，售電公司之間可以簽訂“電量互保”協議，即一方因特殊原因無法履行合同電量時，經電力調度機構安全校核通過后，由另一方代用部分或全部電量。有關專家分析認為，這種“售電聯盟”有可能會形成市場操縱力，而市場操縱力一旦形成，中小型售電公司生存會更加艱難。目前，此類政策在其他省份還未見到。

業界比較一致的認知是，單純買賣電量的獨立售電公司未來或許會讓位于能夠提供綜合服務的大型能源企業。

“全世界沒有哪一個國家會同時存在成千上萬的獨立售電公司。”江蘇一家獨立售電公司負責人告訴《中國經濟周刊》記者，“許多省份都規定售電公司以年為周期與用電戶簽訂服務協議，這也可以理解為一年期滿后人家未必還是與你合作。所以，什么樣的服務才能保持客戶‘黏性’極其重要。”

2016年12月26日，國家能源局公布首批“多能互補集成優化示范工程”名單，江蘇省蘇州工業園區多能互補集成優化工程成功入選。該項目通過互聯網、大數據、需求側管理等技術手段，實現電網、氣網與熱網相結合，形成了超過100萬kW的清潔能源系統和六位一體的新型能源結構。

該省同時進入示范名單的還有高郵市城南經濟新區惠民型多能互補項目，該項目擬投資15億元，建設內容包括50MW集中式農光互補項目、40MW冷熱電三聯供項目、10MW分布式光伏項目等10個子項目。

“建設這樣的綜合服務平臺必須要有強大的技術和資本支撐，僅憑人脈和價格是難以成功的。可以想見，數年之后必有大批售電公司退出歷史舞臺。”上述企業負責人認為。

（本文刊發于《中國經濟周刊》2017年第40期）