(华能河北分公司 河北省石家庄市 050091)
摘要：2015年3月中发电改“9号文”拉开了新一轮电力体制改革的大幕，其中售电侧改革是本轮改革的重点任务，也是备受业界关注的焦点与热电。电改“9号文”及其配套文件提出了“管住中间，放开两头的”的改革策略，向社会资本开放了售电业务，多途径培育售电市场竞争主体，开放了电力用户购电的选择权。目前全国各省区均陆续出台了相关政策，从市场成员准入、交易规则制定、信用体系监管等多维度提出了实施方案，推动了售电市场规模的逐步扩大，初步形成了电力市场竞争格局。随着电力体制改革的进一步推进，售电公司经营模式也趋于正规化、专业化，但随着市场竞争的加剧，部分售电公司出现了经营困难，难以为继的发展现状。电力体制改革的持续深化，对售电公司在运营水平、经营模式、发展方向等方面据提出了更高层次的要求。
关键词：电力市场改革；售电公司；发展现状
电力作为关系国计民生的基础性能源行业，一直以来都受到政府的严格管制，以垄断经营的方式长期存在着。然而，随着电力行业垂直一体化垄断经营模式的弊端不断凸现，世界各国纷纷掀起电力体制改革的浪潮，通过引入竞争机制，旨在提高电力生产效率，降低电力成本，进一步发挥市场机制的优势，优化资源配置，达到社会福利最大化。
一、我国电力供应与需求现状
当前随着我国电力体制改革的进一步推进，我国的电力市场供需状况也出现了新的变化，具体出现在以下两方面：
1.电力需求的不断增长
“十二五”以来，我国电力消费保持较高增速，全社会用电量年均增速为6.4%，2018年全社会用电量为6.9万亿千瓦时，同比增长8.4%，2019年全社会用电量为7.2亿千瓦时，同比增长4.5%，连续两年全社会用电量居世界第一。
“十二五”以来，我国电气化在电力消费侧的发展成效显著：终端用能电气化态势清晰显现，电能占终端能源能源消费比重持续上升；全社会用电量保持较快的增长，第三产业及城市居民用电比重不断提升；在工业、交通运输业与高新技术和高端制造业等新兴产业电气化发展带动下，全行业用电站用能比重稳步提高。在用电需求保持刚性增长的同时，我国自“十三五”以来大力实施电能替代，随着工业、建筑交通等主要部门“以电代煤”、“以电代油”的替代范围逐步扩大，主要部门用电占用电部门用能比重稳步提高。2018年全国电能占终端能源消费比重为25.5%，较2010年提高了4.2个百分点，并呈现出持续提升的态势，当前我国的电力需求不断提高，电力市场的需求逐步增长。
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图1 “十二五”以来全国电能占终端能源消费比重
2.用电结构发生变化
2019年，我国年用电量实现较快增长。2019年全社会用电量72255亿千瓦时，同比增长4.5%。分产业来看，第一产业用电量780亿千瓦时，同比增长4.5%；第二产业用电量49362亿千瓦时，同比增长3.1%；第三产业用电量11863亿千瓦时，同比增长9.5%；城乡居民生活用电10250亿千瓦时，同比增长5.7%；工业用电48473亿千瓦时，同比增长2.9%。
从电力消费总量来看，我国用电最多的地方集中在第二产业，在全国层面，电能占一次能源消费比重约46.4%，由此可知，电力是我国工业发展最主要的支撑能源行业。从电力消费增速来看，第三产业及城乡居民生活用电实现了较快增长，这与我国今年的产业结构优化及人民生活水平日益改善有着密不可分的关系。
伴随着我国今年的产业结构持续优化及城乡居民生活水平的显著提高，2019年第三产业和城乡居民用电比重分别比2010年提高了5.5和2.0个百分点。
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图2 2010年与2019年全国分产业用电量结构对比图
二、我国的电力市场发展现状
过去的五年中，随着我国电力市场建设不断深入，电力行业发生了重大的变化，主要表现为：
1.市场交易规模不断扩大。自中发9号文发布至今，各省市有序放开发用电计划，全国市场化交易电量快速攀升，比重不断增加。2019年全国电力市场交易电量已达约2.8万亿千瓦时，同比增长28%，占当年全社会用电量的39%。2019年6月27日《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）的发布，标志着市场化交易规模的进一步扩大。
2.市场交易机制日趋成熟。根据9号文及配套文件的有关要求，国家发展改革委、国家能源局先后出台了《电力中长期交易基本规则（暂行）》《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》等文件，全国各省（区、市）也编制完成了电力市场交易规则，以准入、退出、结算等为内容的交易机制已基本形成。优先发用电制度、中长期交易、合同电量转让、辅助服务交易等市场交易规则和交易品种不断完善和丰富，电力期货、输电权交易和容量市场建设进入研究探索阶段。8个电力现货试点完成试运行，意味着2020年在部分试点区域启动连续现货运行已具备可能性，部分具备条件的省份也将总结试点经验启动试运行。
3.市场化价格机制逐步理顺。燃煤发电上网电价“基准价+上下浮动”的市场化价格机制启动，跨省区特高压线路输电价格、区域电网输电价格以及全国各省（区、市）输配电价完成核定并进入第二周期核价。特别是，国家能源局2020年1月22日发布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》（征求意见稿）中明确提出，市场化用户用电价格包括电能量交易价格、输配电价格、政府性基金及附加、辅助服务费用等，促进市场化用户公平承担系统责任。
4.可再生能源消纳水平大幅提升。近年来，通过市场化交易不断优化供需关系，可再生能源发电量持续增长。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号）市场化终端电力用户对自主采购可再生能源的需求进一步提高。
5.售电市场蓬勃发展。截至2020年3月，全国各电力交易中心公示的售电公司超过4千家。当前全国电力市场注册用户超过十万家且多数为大中型电力用户，售电市场格局已经基本形成。售电市场包括发电主体与售电公司部分电力大用户直接对接的批发市场以及售电公司与电力大用户、中小型电力用户直接对接的零售市场。随着准入门槛进一步降低或完全取消，大量小型电力用户进入零售市场，亟需通过售电公司进行与统筹组织交易购电。
6.市场交易机构规范运作。截至2019年12月31日，我国已建立了北京和广州两个跨省区电力交易中心和33个省（区、市）交易机构。按照9号文《关于加强电力中长期交易监管的意见》（国能发监管〔2019〕70号）等系列文件的要求，广州、湖北、山西、重庆、广东、广西、昆明、贵州和海南交易中心按照股份制要求进行组建，北京电力交易中心已于2019年12月31日引入10名投资者完成混合改革，天津、湖南、江苏、山东、吉林和辽宁交易中心已相继于北京产权交易所挂牌增资扩股。2020年2月18日国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号），明确提出交易中心应形成权责分明、相互制衡的公司法人治理结构和灵活高效的经营管理机制，进一步推动交易机构规范运行。
三、国内售电公司发展现状
自9号文发布以来，国内售电公司如雨后春笋，给电力交易市场带来一片生机，同时竞争伴之而行。售电公司又因构成主体的不同分为以下六大类：
1.独立售电公司
由社会民营资本依法组建的独立售电公司。这类公司主要开展购售电业务，想要占据市场份额，吸引客户购买其销售的电能则是其能否站稳市场的关键。
2.大型发电企业
由“五大四小”发达集团组建的具有发电背景的售电公司。原五大发电集团为中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司；四小豪门为华润电力、国华电力、国投电力、中广核。
3.节能服务公司
由节能服务公司、大中型设备商、资深的能源公司等组建的售电公司。
4.现有供电企业
由输送电力的电网公司（供电局）组建的售电公司。现行交易规则规定，目前此类售电公司未被允许进入市场。
5.大型工业园区
由高新产业区、工业园区为企业用户提供售电服务，能够在园区内利用风能、太阳能等资源进行发电，并将这些电能销售给园区内的企业用户。
6.工程建设公司
由工程建设类公司所组建的售电公司，这类公司因从事建筑产品生产和经营的经济实体，是建筑生产力发展和建筑技术进步的主导力量。手上有大量资源，这类售电公司也将会分得一杯羹。
以2016年3月广东省13家售电公司获得市场准入为始，售电公司如雨后春笋般相继在全国落地，全国注册售电公司的数量由2016年的295家，迅速增加到目前的近万家。随着各省售电市场对工业用户准入门槛的降低或取消，市场主体不可或缺的组成部分——电力用户企业数量激增，部分省份甚至放开了商业用户的准入，即除保障性用电外全部放开，进一步激活了市场，激发了企业参与售电侧改革的积极性，也导致市场竞争进一步加剧。
目前全国各省售电市场交易品种不一，一般为年度交易、月度交易等中长期交易为主，合同转让交易、跨省跨区交易及其他交易方式为辅；部分现货交易试点地区交易品种则为“中长期+现货”为主，其他交易方式为辅，现货交易规模约占市场交易总规模的10%～20%，中长期交易规模一般占70%～80%。
2016年售电公司入场初期，其利润主要来自“粗暴价差”及中小用户信息获取能力差带来的高分成（服务费）。这也是不具有发电、电网背景的售电公司（大多数为民营售电公司）获得利润进而生存的主要手段，他们依靠自身资源获取电量、用户及可观的分成比例，取得了较好的经营业绩。因市场初期主要以长协电量为主，有电厂或电网背景的售电公司具有先天的优势，有较大部分售电公司因无法在发电侧获取签约电量，导致无法进行交易，因此，有50%以上获得市场准入资格的售电公司没有开展市场交易。随着规则的完善、交易品种的丰富，这一现象略有改观。
随着改革的推进，信息政策逐渐透明，交易品种逐渐增加，发电侧“行业自律”逐渐松散或解体，用户行使购电选择权（询价或招标）意识提升，市场竞争加剧，售电公司收取服务费（分成）比例越来越低，尤其有电厂背景的售电公司甚至以巩固、扩大市场份额为目的，向客户采取零分成的方式开展交易，抢夺客户资源。售电公司之间的竞争更加激烈，导致服务费比例大大走低，压缩了售电公司的盈利空间，导致售电侧获利分化明显，加速了售电公司的洗牌，初期吃“差价”的模式难以为继。即使增加现货交易品种，交易规模一般也只有10%～20%，不能从根本上缓解售电业务的压力。电力现货市场在竞价决策、偏差管控提出了更高、更专业的要求，同时也提供了机遇。选准目标客户群体、建立比较优势、加强用户用电特性和数据分析，提供经济高效的节能增值服务方案，将是未来售电公司发展的主要方向。
四、结语
2020年是“十三五”规划的收官之年，也是“十四五”规划的孕育之年。回顾电改五周年，电改成绩斐然，不仅仅是因为改革带来了红利，降低了社会用电成本，更因为改革引发了我们对电力商品属性的思考，对电力价格形成机制的探索，对降低社会综合用能成本的实践。
电力市场改革不断地向前推进，未来国家的电力市场将会实现更高程度的发展。届时，也需要对相关的政策进行一定的调整，设立多样化、高效发展的市场机制。随着售电市场越来越成熟，用户已经不再是单一的用户，大家都在激烈的市场竞争中寻找除了价差以外的利润点，例如通过分布式能源、现货市场套利、需求侧响应等的组合来提升售电公司的生存能力。售电公司一定不是简单的赚取价差，随着售电服务和业务不断升级，以及竞争的加剧，售电公司应该具备全面有效的客户研究及精准服务能力，以更加灵活多变的营销策略，更具个性的增值服务，更加合理的电价构成以及更加多样化的盈利模式，做精售电业务，为增值服务、综合能源业务开发提供客户资源和平台支持。开展增值服务是目前售电公司生存乃至转型发展的途径。随着“十四五”期间电力体制改革相关政策的完善、加码，售电公司可通过开展综合能源服务业务，帮助电力用户降低单位能耗，以此获得更大的生存和发展的空间。
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