（本文刊发于《中国经济周刊》2017年第40期）
2017年9月中旬，江苏省电力交易中心连续向社会公示74家售电企业名单。至此，全国进入及通过公示程序的售电企业已达2259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8000家左右。其中，绝大多数具有民资背景。
中国电力企业联合会预测，至2020年，我国全社会用电量将达到77000亿千瓦时。按照国家能源局“2018年工业用电量全部放开，2020年商业用电量全部放开”的相关规划，面向社会资本开放的售电市场规模每年将达数万亿元。
还原电力商品属性将带来巨大商机
电力是一种长期“统购统销”的特殊产品。近年来地方供电企业曾进行过一些“配售分离”的尝试，但并未实质性地触及产权。“发电企业通过协议方式向用电大户直接供电”是电力体制改革的积极尝试。
一位业内资深人士告诉《中国经济周刊》记者：“从本质上来说，国家定价语境下的电力部门并不是真正意义上的企业，放开售电市场就是要还原电力的企业属性和商品属性。”
2015年3月15日，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）（下称“9号文”），明确提出要“按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务”。此后，各省份纷纷出台配套文件，加快构建投资多元、主体规范、交易公平、监管有效的配售电市场体系。
业内人士进一步解释，所谓放开售电市场，简而言之，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，其他的电力买卖将转让给社会资本经营。
“你也可以把它理解成输、配、售电的真正分离——具备规定资质后社会资本都可以注册售电公司参与售电乃至配电业务，电网企业的任务变成了电网投资运行、电力传输配送，类似于汽车过路费的电力‘过网费’（输配电费用）将成为其主要的收入来源。”该人士说。
《中国经济周刊》记者初步梳理发现，2015年之后现有的售电公司大约有如下几类：1.发电企业自办的售电公司；2.热电联产企业自办的售电公司；3.地方政府主导，撮合发电用电两方成立的售电公司；4.掌握大量电力用户资源的国有或民营售电公司；5.电力工程或电力设备制造商开办的售电公司；6.具有新能源背景的售电公司；7.电网企业开办或分离出来的售电公司。经营方式多种多样，向发电企业直接购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等多种方式，然后再以不同方式卖给电力用户。
有数据表明，先行先试的省份如广东，售电企业和电力用户已获利颇丰。广东省电力交易中心2017年8月23日发布的一份报告称，2017年上半年，该省电厂让利35.92亿元，售电公司与电力用户大致按2：8分成，进入市场的322家售电公司月均盈利达140万元。
不靠价差盈利应成为售电企业的战略选择
售电市场开放探索阶段，人们已经看到了改革“红利”的释放——仅国家电网28家电力交易中心2017年1—8月完成的市场化交易电量就达7034亿千瓦时，预计全年可为电力用户减少电费支出700亿元左右。
然而，业内专家告诉《中国经济周刊》记者，长期以来，我国供电公司的主要盈利模式是以低买高卖和相关补贴为基础的，售电市场放开后，售电公司“打包议价”获得的电厂让利本质上应当看作是电网企业转让的经营利润。但是，随着价格机制和竞争机制的逐步完善，电力产品的购销价差将日趋缩小；供求关系决定的买方市场形成后，售电公司赚取暴利的情况将减少。
“在改革初期，售电公司凭借团购形式形成的集体议价权与发电企业进行商业谈判，通常能够获得幅度可观的盈利空间，电力用户也可能因价差的‘分成’而直接降低用电成本，但简单地将‘主要由市场决定能源价格’变成‘主要由发电企业向下游让利’，肯定不是国家推进电力供给侧改革的根本目的，否则政府完全可以通过行政命令降低电价。”该专家认为。
为了确保电网企业拥有稳定的收入来源和收益水平，电力价格形成机制的重点内容“输配电价”依然是由政府核定。2017年9月12日，江苏省物价局就公布了该省电网首个监管周期(2017—2019年)各电压等级输配电价，全国其他省份的输配电价也将在年底之前陆续获得国家发改委的相关批复。
记者还注意到，在按照“准许成本加合理收益”的方法核定输配电价的同时，国家对电网公司有一个“准许总收入”的指标管控，其目的正是令电力价格更趋透明，以消灭隐含的高额价差。
中国电力企业联合会《2016—2017年度全国电力供需形势分析预测报告》称，2016年，全国规模以上电厂发电总量为8.23万亿千瓦时，而全社会用电量只有5.99万亿千瓦时，按照市场规律，这种供过于求的现状也难以维持长久的盈利空间。
实际上，已经有“先知先觉”的售电公司做出了“放弃价差盈利模式”的战略选择，转而在客户服务中寻求经济效益。江苏某大型售电公司负责人告诉《中国经济周刊》记者，售电公司实际上更应当是一个因承担风险而获取收益的角色。
该负责人以电力用户最为忌惮的“偏差考核”为例阐释了这一逻辑：“通俗地讲，参与市场交易的电力用户合同电量与实际用量之差必须控制在一定幅度内，否则就会受到数倍于协议价格的经济处罚。而受政治、经济、社会等诸多因素影响，单个用户对实际用电负荷很难精准预测和绝对把控。此时，拥有若干用户的售电公司就可以运用市场和技术手段规避和分散‘偏差考核’的风险。”
《中国经济周刊》记者调研获悉，售电公司与其代理客户之间就“偏差考核”有多种合作机制，常见的有：售电公司独自承担偏差、售电公司与电力用户分担偏差、电力用户全额承担偏差而售电公司“零利润”供电。
数年后或有大批售电企业被淘汰
从工商注册的角度看，成立售电公司门槛并不算高，《售电公司准入与退出管理办法》规定的基本条件是：资产总额不低于2000万元人民币；拥有10名及以上专业人员；具有固定经营场所、信息系统和客服平台；无不良信用记录等。
但记者调研发现，通过工商注册的售电公司未必都能进入市场，《江苏省售电侧改革试点实施细则》就规定，年代理总量达到4000万千瓦时以上的售电公司才有交易资格。
事实也是如此，绝大多数完成工商注册的售电公司还未能正常开展售电业务，即使是在售电公司表现活跃的广东。2017年上半年的交易电量基本被发售一体的售电公司、作为大用户的售电公司和能源综合服务商三类企业所瓜分，其中又以发售一体者占据绝对优势。如广东粤电、华润电力等公司的销售电量均超过100亿千瓦时，而该省全年的交易目标仅为1000亿千瓦时。
“国家似乎是有意推后了电网企业自办售电公司的进入（已经公示的企业名单中很少看到此类公司）；从发达国家售电市场的发展进程来看，配售电业务完全分开也不是一蹴而就的。因此今后较长一段时期内‘发售一体’或‘发配售一体’的售电公司仍将占据主导地位。”有关专家认为。
记者还注意到，江苏、云南等少数省份文件规定，售电公司之间可以签订“电量互保”协议，即一方因特殊原因无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，由另一方代用部分或全部电量。有关专家分析认为，这种“售电联盟”有可能会形成市场操纵力，而市场操纵力一旦形成，中小型售电公司生存会更加艰难。目前，此类政策在其他省份还未见到。
业界比较一致的认知是，单纯买卖电量的独立售电公司未来或许会让位于能够提供综合服务的大型能源企业。
“全世界没有哪一个国家会同时存在成千上万的独立售电公司。”江苏一家独立售电公司负责人告诉《中国经济周刊》记者，“许多省份都规定售电公司以年为周期与用电户签订服务协议，这也可以理解为一年期满后人家未必还是与你合作。所以，什么样的服务才能保持客户‘黏性’极其重要。”
2016年12月26日，国家能源局公布首批“多能互补集成优化示范工程”名单，江苏省苏州工业园区多能互补集成优化工程成功入选。该项目通过互联网、大数据、需求侧管理等技术手段，实现电网、气网与热网相结合，形成了超过100万kW的清洁能源系统和六位一体的新型能源结构。
该省同时进入示范名单的还有高邮市城南经济新区惠民型多能互补项目，该项目拟投资15亿元，建设内容包括50MW集中式农光互补项目、40MW冷热电三联供项目、10MW分布式光伏项目等10个子项目。
“建设这样的综合服务平台必须要有强大的技术和资本支撑，仅凭人脉和价格是难以成功的。可以想见，数年之后必有大批售电公司退出历史舞台。”上述企业负责人认为。
