简介： “我们真正做售电业务是从2019年开始，九成以上的代理电量都来自集团公司用户，如果没有集团公司的支持，根本活不下去。”作为一家电力央企在内蒙古售电公司的负责人，在被问及售电业务盈利情况时，李明（化名）略显地无奈对《能源》记者说道。
“我们真正做售电业务是从2019年开始，九成以上的代理电量都来自集团公司用户，如果没有集团公司的支持，根本活不下去。”作为一家电力央企在内蒙古售电公司的负责人，在被问及售电业务盈利情况时，李明（化名）略显地无奈对《能源》记者说道。
其实，李明早在四年多前的2016年便接触到了售电，并在当年成立了售电公司，但是由于内蒙古地区真正开放售电市场非常晚，李明和他的售电公司一直处于观望中，直到2019年才真正开展售电业务。
对于李明而言，可以说是是起了大早赶了晚集。早在2015年3月15日，中共中央国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即“9号文“），并在当年发布了六大配套文件，其中便包括售电侧改革。
售电侧改革初期的2016年，购售电之间价差一度达到0.12元/千瓦时，“暴利”成为售电的代名词。金钱刺激下，售电公司如雨后春笋般冒了出来，国家电网经营范围内一年之间便成立了4495家售电公司。李明的售电公司也在此时成立。
但是随着售电公司不断增多，价差不断缩小，售电公司暴利不再，通过工商注册的上万家售电公司中真正参与过交易的比重不足1%。与此同时，售电公司退市的消息也屡屡见诸报端。
2020年是“9号文”实行以来的第五个年头，售电侧改革在经过了五年的沉浮之后，数以万计的售电公司行业两极分化态势愈发明显。
一方面，仅依靠购售电价差盈利的皮包型售电公司陷入到前所未有的生存困境；另一方面，像李明这样的拥有电源资源的售电公司，以及拥有电网和用户资源的售电公司，则在购售电之外的综合能源服务、节能减排等领域长袖善舞。
电改五年间，售电从暴利走向微利，从混乱走向理性。而随着电改的不断推进，在经营性电力用户发用电计划全面放开、增量配网试点不断推进和电力现货的不断提速的新契机下，售电又会迎来怎样的沉浮呢？
成败价差
“目前公司在宁夏和内蒙古包头有两家售电公司，去年都代理了近10亿千瓦时的电量，但是利润都非常低，有价差的每度电可能有1厘钱或者两厘钱，有些纯粹没有价差。与此同时，我们还要承担偏差电量考核的风险。”一家主营电解铝业务企业的售电公司相关负责人王正（化名）告诉《能源》记者。
相比巅峰时期的0.12元/千瓦时，如今的购售电差价已经降低到几厘钱，很多地区甚至到了只赚吆喝的“零价差”阶段。多家独立第三方售电公司在接受《能源》杂志采访时表示，如今依靠价差几无生存空间，只有在华南的一些省份情况会好一些。
诚然，作为售电侧改革的桥头堡，以广东省为例，高电价下的让利空间巨大，在开启了售电大潮的同时，也让其他地区的售电公司羡慕不已。但是经过了数年时间的竞争，广东省的高价差时代也早已远去。
时间回到2015年11月28日，国家发改委、国家能源局批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点，售电公司也第一次进入大众视野。2015年最后一个月，重庆市和广东省分别确定了3家和13家售电公司。
次年的3月至5月，广东省进行了三次有售电公司参与的竞价交易，最终成交价差分别-125厘/kWh、-148厘/kWh、-133厘/kWh。但由于用户侧对电价下调的敏感性和预期并不高，最终销售给用户电的电价仅下调了10~15厘/kWh，按照三个月135厘/kWh的平均价差计算，有120～125厘/kWh的让利由售电公司获得。
但是好景不长，在随后四个月的竞价交易中，最终成交价差不断缩小，最后一次的9月竞价最终成交价差仅有37厘/kWh，留给售电公司的价差也大幅下降到28厘/kWh。
经历过2016年的试探之后，广东售电公司迎来了最为赚钱的2017年。2017年全年，广东售电公司净获利12.7亿元，但平均价差则进一步下降到14.8厘/千瓦时。对于广东省的售电公司而言，尽管在2017年感受到了售电暴利的渐行渐远，却没料到更大的挑战已经来临。
“让利不到1毛1就不要来投标！”由于在2016年年度双边协商交易过程中许多用户签订的价格比较低，在2017年广东年度双边协商交易一开始，在个别售电公司烧钱“圈电量”的推波助澜下，广东电力用户提出了上述疯狂的报价，1毛1的报价要求相比2016年64.5厘/千瓦时的让利大增56.6%。
与此同时，价格战下，发电企业给出的批发价格高于售电公司的代理零售价格，形成“批零倒挂”的局面，电厂、售电公司与用户一时间僵持不下。
僵局最终的打破来自监管部门重拳整治，电厂与售电公司报价回归理性，用户也不再坐地起价。2017年11月9日，广东电力交易中心公布的数据显示，全市场已确认长协交易220项，成交电量达1001.79亿千瓦时，最终的价差也定格在78.2厘/千瓦时。
根据《广东电力市场2019年年度报告》，2019年广东售电公司净获利11.3亿元，平均价差达到5.8厘/千瓦时，相比2018年的3.9厘/千瓦时有所提升。
尽管高价差已不再，但是在5.8厘/千瓦时的价差下，广东省134家参与结算售电公司中，共125家售电公司收益为正，亏损面仅为为6.7%，相比2018年20.3%的亏损面大幅收窄。
究其原因，一方面，相比全国其他地区只有一两厘/千瓦时的价差，广东省价差仍有利可图；另一方面，2019年，广东省售电公司的考核费用仅为0.4亿元，相比2018年和2017年的1.7亿元和3.51亿元大幅下降。
如果说广东省在5.8厘/千瓦时的价差下尚能实现“共同繁荣”的话，那么作为另一个购售电价差比较高的省份，四川省的售电公司则是旱涝不均的局面。
作为后来者，四川省在2017年8月才公布第一批通过公示的21家售电公司。从四川电力交易中心公布的2018年和2019年电力市场报告情况来看，售电公司购售电价差高于广东省，分别为8.0厘/千瓦时和9.8厘/千瓦时。
但是，根据四川省2019年电力市场报告，四川省售电公司的盈利情况分化严重，一部分售电公司获得了极高的价差，而多数售电公司并没有达到平均水平。
报告显示，截至2019年底，四川电力交易平台共注册售电公司227家，参与2019年市场交易的售电公司共84家，其中39个售电公司购售价差高于平均水平，27个售电公司超过年平均购售价差的1.5倍(0.0147元/千瓦时)，最高为0.0850元/千瓦时；45个售电公司购售价差低于平均水平，最低为-0.0183元/千瓦时。
在业内人士看来，目前购售电价差仍然是售电公司的生命线，随着价差的大幅缩水，仅依靠售电差价盈利的独立售电公司或勉强维持，或直接退出市场。而作为拥有电厂资源或者用户资源的售电公司，在售电侧开放五年后，成为了“最终”的大玩家。
“剩”者的依仗
不同于无依无靠的独立售电公司，手握电源和用电量的售电公司无疑在市场份额竞争中拥有更多的话语权。以发电企业售电公司为例，广东省、四川省、陕西省、河南省均爆出过发电企业抱团控价的事件，不管最终以何种方式收场，发电企业的影响力都可见一斑。
2016年，售电侧改革方兴未艾之时，国家电投便在年中工作会议上中表示已组建20家售电公司。与此同时，包括中国华能、中国华电、华润电力在内的各大电力央企在各省纷纷成立售电公司，抢滩售电市场。
截至目前，中国华能已经在全国共成立了30家售电公司；中国华电在全国21个区域组建售电公司或增加售电业务；华润电力售电业务则覆盖中国28个省、自治区和直辖市，并组建区域售电公司25家（截至2018年底）。
由于发电企业售电公司天然的优势，其在各地方售电市场的占有率都十分可观。以华润电力为例，截至2018年底，旗下25家售电公司中，有19家售电公司的成交电量市场占有率在区域中排名前三。
为了避免发电企业售电公司过分垄断售电市场，包括广东省、广西省、海南省、山东省、山西省等省份已经发布政策对发电企业售电公司的市场份额进行限制。
2018年7月，南方能源监管局便发布了《广东、广西、海南售电公司监管办法（试行）》的通知，对于售电公司上限电量规定：同一投资主体（含关联企业）绝对控股或相对控股的售电公司在同一市场的市场总份额不得超过20%。与此同时，增项开展售电业务的发电企业和发电企业投资成立的售电公司不得利用发电业务资源，干预用户自由选择权。
再以山东为例，2019年年度双边协商交易中，成交电量达到1281亿千瓦时，其中发电企业售电公司独占788亿千瓦时，占比高达62%。此外，在售电公司代理电量前十名中，有8家属于发电集团售电公司,其中华能山东电力热力营销有限公司以近277亿千瓦时的电量占据头名，市场份额高达21.6%。
在上述交易完成之后不久，山东能监办、山东省市场监督管理局、山东省发改委在2019年4月联合发布了关于修订《山东省电力市场监管办法(试行)》（下简称《办法》）的通知，要求同一发电集团公司所属发电企业参与市场的装机容量不超过全部市场装机容量的20%；具有关联关系的售电企业代理的用户年度用电量不超过全省全部市场电量的20%。
由于《办法》颁布滞后于山东省2019年年度双边交易，因此规定具有关联关系的售电公司代理用户电量已超过《办法》规定份额的，本年度不能再代理签订新用户。
在有了市场份额的限制之后，发电企业售电公司在自身电源“依仗”之外不可避免的会面临和独立售电公司一样的困境：走向市场化之后能给发电侧和用户侧带来什么价值呢？
李明告诉记者：“我们现在非常的困惑，作为一个发电企业售电公司，在代理集团内部发电企业和自己用户的电量之外，我们在市场上有什么价值？现在不论是大用户还是中小用户，都允许进入市场，在市场化的环境下，售电公司必须要找到能带给发电企业和用户的收益点。”
《能源》记者了解到，李明所在的内蒙古地区售电市场竞争依然非常激烈，售电公司能够分得的价差在一厘多/千瓦时的水平，甚至有很多达不到一厘/千瓦时。
李明认为，国内售电侧改革铺开之后，应该把配套的增量配电网做起来，但是现在全国各地增量配电网试点项目进展缓慢。如果没有增量配电网的加持，售电公司实际上意义不大。
不仅仅是李明，作为拥有用户电量资源的售电公司，王正的售电公司也参与到了内蒙古的一个增量配电试点网项目中，但目前的进展并不理想。
与售电侧改革一样，增量配电网改革也起始于2015年“9号文”掀起的电改浪潮。从电改的角度而言，增量配电网避开了存量电力市场的利益纠葛，被视为新一轮电改的精髓；从售电侧改革的角度而言，增量配电网是售电公司开展配电、电力销售和增值服务的关键抓手。
但是，从已有的项目案例来看，售电公司与增量配电网的结合似乎并不顺畅。
折戟增量配电网
在2015年底下发的《关于推进售电侧改革的实施意见》中，售电公司被分为三类：第一类是电网企业的售电公司；第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；第三类则是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
但是，随着售电侧改革的不断推进，售电行业被“暴利”、“零价差”、“增值服务”等字眼所覆盖，触“网”的售电公司几乎销声匿迹。但是增量配电网似乎是个例外，自诞生以来频频被提起和议论。
2016年12月1日，国家发改委、国家能源局发布《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，确定了第一批105个（后续增加1个）增量配电业务改革试点项目。随后的三年时间，国家发改委以几乎每年一批的节奏陆续公布了三批试点。
尽管试点项目越来越多，但是实际推进却不尽如人意。2018年，在国家发改委、国家能源局对14省（市、区）增量配电改革的督导调研中，增量配电网试点项目进展缓慢的问题凸显出来。
阻力主要来源于两方面：一方面，一些地方相关责任部门改革推进不力，试点项目进展总体缓慢；另一方面，一些电网企业或干预招标，或强制要求控股，阻碍社会资本进入，在供电区域划分、接入系统等环节设置障碍，导致部分项目迟迟难以落地。
据《能源》记者了解，王正参与的增量配电网试点项目在内蒙古包头，至今还没有拿到电力业务许可证，正卡在涉及电网的供电区域划分阶段。
王正认为，增量配电网需要大量的投资，必须有大量的客户依托。目前来看，我们的增量配电网项目的客户还不是特别明确，尤其是包头市的招商引资，现在还没有一个确切的招商引资清单，因此我们很难作出最终的投资决策。
在吉林，张文（化名）所参与的增量配电网试点属于2016年的第一批项目，目前已经完成了供电区域的划分，并于2019年获得了电力业务许可证，但是基本电费、过网费都还没有确定下来。
“目前增量配电网业务还无法开展，但为了维持公司的正常运行，所以我们现在正在利用手中的配网资产开展节能服务、合同能源管理方面的业务。”张文告诉《能源》记者。
截至2019年初，根据政策要求，原则上应于2019年6月底建成投运的第一批106个申报试点项目中，北京、天津、浙江、四川、宁夏等地区仍有12个项目未确定业主，内蒙古、吉林、黑龙江等地区仍有23个项目未划定供电区域，其中涉及的11个项目已申请退出。对于第二批、第三批试点项目，半数试点完成规划编制、业主确定等前期准备工作，但是取得电力业务许可证的试点尚不足20%，建成投运的增量配电项目（不含存量转试点项目）仅有5个，其余大部分项目陷入半停滞状态。
从盈利逻辑上来看，不管增量配电网能否成行，售电公司最根本的目的还是为了寻求客户，在大用户直接入场参与游戏之后，售电公司的出路更多地指向了中小用户。
新契机or新挑战
2019年以来，随着电改的进一步深入，售电公司也将迎来新的发展契机和挑战。一方面经营性电力用户发用电计划逐渐放开，中小用户得以进入市场，对于售电公司而而言无疑是一大利好；另一方面，2019年以来电力现货试点建设节奏加快，对于技术型的售电公司需求逐渐增加。
经营性电力用户发用电计划方面。2019年6月22日，国家发改委印发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，提出经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。此外，文件还提出要支持中小用户参与市场化交易，参与市场化交易主要形式包括直接参与、由售电公司代理参与、其他各地根据实际情况研究明确的市场化方式等。
无独有偶，早在一月前国家多部委联合发布的《关于做好2019年降成本重点工作的通知》中，也提出深化电力市场化改革，放开所有经营性行业发用电计划，鼓励售电公司代理中小用户参与电力市场化交易，鼓励清洁能源参与交易。
北京融和晟源售电有限公司高级经理赵晓东认为，对于中小型电力用户而言，特别是年用电量在500万千瓦时以下的电力用户，参与市场获得的收益并不多，并且因为需要履行相关的准入手续而没有什么动力。但是随着市场化比重的逐渐加大，经营性电力用户通过市场化交易形成用电价格将是一个显著的趋势，而售电公司一个重要作用便是整合这些中小型用户，将零售侧市场和批发侧市场连接起来。
2020年1月，山东省发改委等多部门联合发布了《关于做好我省全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，文件内容与国家发改委所发文件基本一致。此外，山东省还计划在三年内放开符合条件的经营性电力用户。2020年底前优先放开年电量400万千瓦时以上(单个用电地址)电力用户，2021年底前放开全部符合条件的高压经营性电力用户，2022年底前放开全部符合条件的低压经营性电力用户。
事实上，在山东省之前，包括河北南网、陕西、新疆、辽宁、吉林等省份均已下发全面放开经营性电力用户发用电计划的相关文件。
“目前，陕西电力市场的用户有几千户，但随着经营性电力用户发用电计划的全部放开，用户数量将可增加至20万户以上。”国网陕西省电力公司董事长、党委书记梁旭曾表示。
电力现货市场方面。2017年8月28日，国家发展改革委、国家能源局联合下发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，共确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江等8个地区作为第一批试点。
2019年以来，电力现货试点建设不断提速，八大试点均完成了结算试运行。进入2020年，作为电力现货排头兵的南方（以广东起步）试点，已经开展了三轮全月结算试运行的公开测试。与此同时，甘肃电力调度中心也发布了《关于开展甘肃电力现货市场整月结算试运行的通知》，定于4月1日起开始现货市场完整月结算试运行。
在现有的电力市场中，电力交易品种主要以中长期为主，交易标的相对单一，且对偏差考核的要求相对较低，对于售电公司的技术要求较低。而随着电力现货市场的临近，对售电公司提出了更高的要求，售电公司需要具备在负荷预测、网架结构、报价策略等方面更为专业的能力。
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