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1、1、市场化售电业务随着市场化改革的深入以及重力市场开放性的提高，符合准入条件的用户与发电企业按照自愿参与的原则，通过双边协商或集中交易等市场化方式，直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务,由此出现了多种市场化售电模式，在不同市场化模式下，购输配售各业务环节的实施主体有所不同，其关系如图1-1所示。市场化业务与非市场业务之间的差异主要体现在合同管理和电费计算两方面，具体体现在购售电、合同签署、结算周期、价格体系、定价模式和费用计算这几个业务模块上，市场化前后业务差异如表1所JO根据售电公司主体的不同，市场化用户可以分为市场化直购用户和市场化零售用户，市场化零售用户包含了归属关系建立、
2、归属关系变更、归属关系解除和市场化零售交易电价变更这4个业务流程，而市场化直购用户则包含直接交易关系建立、直接交易关系变更和直接交易关系解除这3个业务流程。2、市场化零售用户业扩流程1）归属关系建立业务适用于符合申请条件的非市场化客户，要求变更为市场化零售客户的业务，功能项流程如图2-1所示。2）归属关系变更业务适用于市场化零售客户申请从一家售电公司变更为另一家售电公司的归属关系变更业务，功能项流程如图2-2所Jo3）归属关系解除业务适用于市场化零售客户申请变更为非市场化客户，并解除与原售电公司归属关系的业务。4）市场化零售交易电价变更业务适用于零售电价发生变更的情况，包括业务受理、市场化电价
3、参数受理复核、市场化零售电价方案确定、市场化零售交易电价方案审核、信息归档和归档等六个业务子项。3、直接交易客户业扩流程3.1直接交易关系建立。直接交易关系建立业务适用于符合申请条件的非市场化客户，要求变更为市场化直接交易客户的业务。包括接收直接交易购售电合同、业务受理、电价方案确定、合同签订、信息归档、归档等工作内容。3.2直接交易电价变更和解除。直接交易电价变更业务适用于市场化直接交易客户变更直接交易电价的业务，而直接交易关系解除业务适用于市场化零售客户申请变更为非市场化客户，并解除与原售电公司归属关系的业务。4、总结业扩报装是电力企业生存和发展的重要工作内容，完善市场化售电业务需求，简化
4、业扩流程切实符合当前国网公司的工作要求。本文阐述了市场化业务的概念，重点探讨市场化直购用户和市场化零售用户的业扩流程，对提升电力企业对外形象，提高市场化售电业务的办电效率和客户满意度具有重要意义，同时，也为电力企业更好的发展提供帮助。10月9日，国家电网有限公司党组理论学习中心组（扩大）进行集中学习，该公司董事长寇伟指出，要确保完成全年经营目标，狠抓开源节流、降本增效，积极开拓用电市场，强化金融国际业务等领域的风险防控；要持续深化改革，以更高站位、更大力度推进电力体制改革、混合所有制改革、内部改革等方面的重点领域和关键环节工作。这是国网坚决贯彻中央经济工作决策部署，凝聚思想共识，持续深化改革创
5、新、培育核心竞争优势的新要求。电价改革是电改核心，为此，国网加快推进跨省跨区专项工程输电价格改革，建立了覆盖各级电网科学独立的输配电价机制，并遵循“准许成本+合理收益”的输配电价定价模式，顺利完成首个监管周期输配电价核定工作，目前正在积极配合政府开展第二个监管周期的输配电价核定工作。截至目前，国网经营区注册市场主体IL9万家，其中发电企业2.82万家，电力用户8.74万家，售电公司0.34万家，市场化售电格局初步形成。截至今年7月，共有送端10个省份近1700家可再生能源发电企业参与交易，受端14个省份参与购电，累计交易电量超过130亿千瓦时，市场交易持续活跃。在推进增量配电改革方面，截至目前
6、,全国共批复四批试点项目404个，基本实现地市全覆盖，其中国网经营区有321个，占比近8成。为进一步深化交易机构规范运行，国网积极落实国家发改委、国家能源局的要求，推动经营范围内“1+27”家电力交易机构均实现公司化相对独立运作，及时为市场主体提供公平快捷的交易服务。此外，今年上半年，我国首批8个电力现货市场试点一一南方（以广东起步）、甘肃、山西、浙江、四川、福建、山东、蒙西电力现货市场全部按计划启动模拟试运行，我国电力市场化改革迈出关键而实质性的一大步。随后，国网经营区山西、福建等电力现货市场相继开展了结算试运行，持续推进电力现货市场建设。在推进国资国企改革方面，国网将所属企业划分为电网监管
7、类和市场竞争类两大类，并进一步划分为输配供电类、运营保障类、支撑服务类、新兴业务类、市场化产业类、市场化金融类六小类，明确了各类企业的发展方向、改革重点和管控模式。同时，大力引入社会资本，积极推进混合所有制改革。2018年12月25日，该公司发布了深化改革十大举措，包括在特高压直流工程引入社会资本、交易机构股份制改造、加快综合能源服务领域开放合作及深化电动汽车、信息通信、金融等业务混合所有制改革等，在电网业务、产业、金融领域分类分步推进混合所有制改革，不断取得新进展。为服务经济社会发展新趋势、新要求，国网还持续推动内部管理变革,抓住“大云物移智”等新兴技术加速融合的历史机遇，积极推进供电服务指
8、挥平台和“全能型”乡镇供电所建设，开展综合能源服务和“互联网+营销服务”，优化业务各环节流程。尤其是在经营区推广北京、上海两地小微企业“三零”（零上门、零审批、零投资）办电服务新模式，压减办电环节、缩短时间、降低费用，优化了电力营商环境。除加快各项改革外，国网还要求深入实施服务脱贫攻坚十大行动计划，创新引领泛在电力物联网建设，加快科技创新和产业转型升级等。（国家能源局规定）30.售电侧市场放开后，有哪些市场主体可以从事售电业务？关于推进售电侧改革的实施意见指出，向社会资本开放售电业务，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，提升售电服务质量和用户用能水平。实施意见明确，电网企
9、业对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电，承担其供电营业区保底供电服务；发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司；拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。售电侧改革后，参与竞争的售电主体可分为三类：一是电网企业的售电公司；二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；三是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。实施意见还明确，同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。国网开展“供电+能效”服务，能效是指在能源利用
10、中，发挥作用的与实际消耗的能源量之比。从消费角度看，能效是指为终端用户提供的服务与所消耗的总能源量之比。所谓“提高能效”，是指用更少的能源投入提供同等的能源服务。在全社会加快能效提升的背景下，能效服务应运而生。能效服务不是面向某一项能源形式、某一个环节的维护和优化，也不仅是通过简单产品来实现互联互通，它通过综合用能数据可视化，对数字化体系进行系统化分析，优化各项用能指标，对多种能源形式及管理流程形成全景分析、综合分析、专业分析，真正解决行业痛点，优化能效和运营。国家电网正在从供电服务转型为“供电+能效服务”，服务实现了从传统供电端向用户端的延伸。为了实现这一转型和延伸，国家电网结合大量成熟的应
11、用场景、边缘控制解决方案等，通过数字化设备和解决方案来实现数字化转型。2019年1月，国家电网有限公司发布关于推进综合能源服务业务发展20192020年行动计划，聚焦客户能效提升、用能结构优化等需求，创新机制体制，大力拓展新业务、新模式、新业态，全面推进公司综合能源服务业务转型升级。据了解，国家电网聚焦客户数量多、空调用能占比高、节能潜力大的商业综合体、办公楼、机场、医院、学校、酒店、数据中心等公共建筑，以能源费用托管、节能效益分享等合同能源管理模式，推广空调系统能效优化提升服务解决方案，拓展建筑能效服务市场；在工业领域，重点开展余热余压利用、锅（窑）炉高效燃烧、高效换热、电机优化、供配电节能
12、、工艺节能等业务；在建筑领域，重点开展建筑围护结构保温隔热、高效锅炉、智能楼宇等业务。能效服务还将有力助推“新基建”发展。按照规划，湖北省武汉市2021年年底基本实现5G市域全覆盖部署，武汉市今年已建成2.3万个5G基站，规模位居全国前列。5G基站作为“耗电大户”，提升其能效水平显得尤为重要。随着关于进一步深化电力体制改革的若干意见及其配套文件的发布，新一轮的电力体制改革将放开售电侧市场，鼓励社会资本投资成立售电公司，允许其从发电企业购买电量向用户销售。电网企业作为传统的供电服务商和电力销售商，有责任和义务向各售电主体提供高效便捷的服务，促进市场竞争，确保电改的顺利进行。2019年8月27日，
13、国网产业部关于公司系统集体企业退出售电业务的通知（产业财【2019】24号），通知中显示国网公司要求各省级电力公司贯彻落实国家发改委、国家能源局关于印发和的通知（发改经体20162120号）文件精神和公司领导批示要求，结合公司集体企业瘦身健体工作方案，公司系统集体企业应聚焦四类核心业务，坚决退出售电业务。该文件中显示的要求为：自通知下发之日起，公司系统集体企业不得取得售电资质、开展售电业务、参与售电业务投资。对已取得售电资质的集体企业，2019年底前完成资质注销，已经开展售电业务的集体企业，在2019年底前终止相关业务。对已经参与的售电业务投资项目，与合作方做好协商，通过清算关闭，对外转让，减
14、资退出等方式。据了解，该文件的收文单位分别是：国网华东、东北分部、国网北京、天津、河北、冀北、山西、山东、上海、江苏、浙江、安徽、福建、湖北、湖南、河南、江西、四川、重庆、辽宁、吉林、黑龙江、蒙东、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆电力，国网新源公司，国网物资公司以及国网技术学院。2019年1月17日，江苏电力交易中心有限公司发布了关于江苏利能售电有限公司等12家售电公司退出市场的公示公告。江苏电力交易中心在公告中称，江苏利能售电公司等12家售电公司系自愿退出电力市场，此次公示期为2019年1月17日至2019年1月31日。在此前的2018年，全国曾现多地的售电公司退市潮，其中不乏像广东、山东这样的
15、电改较为活跃的省份，而像此次一次性拟退市12家的情况，在全国范围内尚属首次。北极星售电网不完全统计后显示，截至目前，全国已有49家通过交易中心公示的售电公司自愿退市。江苏在退市公司数量上跃居全国首位，北京紧随其后，河北也不容忽视。在江苏本批次公示退出的企业中可看到，独立售电公司、节能科技公司、供电服务公司、能源科技公司、微电子类公司，而值得注意的是，其中还包括江苏协鑫输配售电有限公司这样的上市企业下属配售电公司。据知情人透露，协鑫在江苏布局了多家售电公司，此次江苏协鑫输配售电有限公司的退市，是为了更好的集中力量，从而做大一家公司。2018年，江苏电力市场交易规模继续扩大，已连续4年全国最大,有
16、大量中小用户入市参与交易，市场的竞争度、活跃度空前增加。江苏虽说在售电侧开放时间较晚，但步伐很快，江苏电力交易中心共公示了10批售电公司，有200多家售电公司进入了电力交易市场。2019年，江苏确定了市场化交易电量规模将达到3000亿度，规模依然列在全国首位。尤其是用户范围进一步扩大到符合准入条件、自愿参与市场的全部10千伏及以上用电电压等级、执行大工业及一般工商业类电价的用户后，更多的中小用户将进入市场，售电市场活跃度有望大幅提升。在电力行业，售电市场化具有其必要性。售电市场化利于提高电力市场资源配置效率。目前发电企业和用户之间的市场交易有限，售电市场化利于提高电力市场的资源配置效率，减少电
17、力浪费，进而可能在一定程度上减少不必要的煤炭燃烧。售电市场化有望减少弃风弃光现象，并有望推动清洁能源成本下降，进而提高清洁能源在我国能源结构中的占比。我国在推进清洁能源的多发满发且全国性的可再生能源配额制也有望出台，但这并不代表风力、光伏等清洁能源发电企业可以随意发电且所发电力全部可以被消纳。由于储能技术仍处于发展初期，大多数特高压输电线路仍在建设阶段，因此目前清洁能源消纳的特点仍为就地和实时。清洁能源用电成本较火电用电成本仍较高，这使得清洁能源电力的就地实时用电需求在不是非常大，售电市场化利于获得清洁能源电力的市场需求量的预估，进而减少弃风和弃光现象。另一方面，售电市场化将改变清洁能源电力的
18、销售模式，目前清洁能源电力主要由电网公司购买，成本压力使得电网公司购买清洁能源电力的意愿不强，售电市场化有望使得风力发电企业和光伏发电企业可以直接销售其所发电力，这将使得这些企业通过技术研发降低发电成本的意愿加强，通过推动清洁能源成本下降可能在一定程度上有望推进清洁能源的使用，改变我国能源结构。售电市场化将为发电企业和用电企业提供丰富的套期保值工具,进而间接利于经济发展。售电市场化的推进需要电力交易价格机制和电力现货期货市场的建立，这不仅有望降低工业用电企业的用电成本，还将衍生出多种以电价作为标的资产的金融衍生品，为发电企业和用电企业提供更为丰富的电价套期保值工具，帮助其在一定程度上规避价格风
19、险，并且这使得用电企业在电价波动上的担心减少，利于其开展更丰富的生产经营活动，因此售电市场化可能会间接利好经济发展。售电市场化后售电主体的商业模式较为丰富，且售电的市场规模将远超过一万亿元。售电市场化后售电主体可能的商业模式如下表所示：国家能源局2015年9月发布的2013-2014年度全国电力企业价格情况监管通报显示，2014年电网企业平均购销差价（不含税、含线损）为208.11元/千千瓦时，同比增长8.0%;扣除线损，电网企业平均购销差价2014年为185.32元/千千瓦时，同比增长10.17%。2014年电网企业平均销售电价（含税）为647.05元/千千瓦时,同比增长1.82%o2014
20、年，全社会用电量55233亿千瓦时，同比增长3.8%。因此2014年电网企业售电收入约为3.6万亿元，售电利润约为1.15万亿元（含线损），扣除线损后售电利润约为L02万亿元。由于宏观经济和工业生产增长放缓，未来我国全社会用电量同比增速可能仅为1%至3%,同时售电市场化可能使得电力平均购销差价同比增速难以维持在8%至10虬我们中晋基金认为，即便按照较为极端的假设（即假设我国全社会用电量同比增速为0%,假设电力平均购销差价同比增速为0%）,售电市场化后仅仅在售电价差收入方面就可达到约1万亿元的市场规模，若将其他商业模式考虑进来并将悲观假设改为正常假设，则售电市场化后整个售电市场的规模将远超过一万
21、亿元。政策是决定售电行业的发展程度以及售电市场生态的最重要的影响因素，并将直接决定售电行业投资策略的制定。政策是售电市场生态最重要的影响因素虽然售电市场化具有其必要性且未来的市场规模达到万亿元以上，但售电市场化能否被真正推进是决定售电行业未来发展方向、发展广度和发展深度的前提。政策是售电行业面临的最大的投资风险，因此我们主要从政策角度对售电行业进行分析。与售电有关的政策如下表所示:数据来源：国家发改委网站虽然上述与售电相关的政策均提出要推进售电侧电价市场化;虽然上述政策提出允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区、社会资本、分布式电源的用户或微网系统、公共服务行业和节能服务公司以及发电企业投
22、资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务；虽然深圳、宁夏、蒙西、云南和贵州输配电价改革试点方案已获得国家发改委的批复，但是电力交易市场怎样建立、具体的交易机制是怎样的、售电主体的准入机制等问题的解决仍需等待相关配套政策的出台。这些配套文件在2015年7月即传闻会出台，但目前仍迟迟未出台也说明相关政策制定所触及的利益方的话语权仍较大，这使得我们对相关配套政策的出台产生如下担心：L配套政策能否顺利出台?2.即使出台，这些配套政策是否能触及售电市场化的实质：比如电力交易机构与电网企业能否真正做到相互独立，能否不允许电网公司设立其售电子公司等涉及电网公司是否能够真正独立于售电市场和相关市场监管机构能
23、否真正做到独立严格监管等问题，若最终电网公司实质上仍是售电市场的隐性操控者，则售电市场化失败。3.配套政策的可执行性是否强等。虽然计算机软硬件技术和系统的强大与商业模式的丰富对于售电市场化也起到重要作用，但若政策实质上仍偏向电网企业，则部分商业模式恐怕难以发展起来，进而不会对计算机软硬件技术和系统提出更高的要求。因此，我们中晋基金认为与售电相关政策的制定将直接决定售电市场化的进程，并将直接影响投资策略的制定。根据政策出台的情况（即政策的放开程度：根据电网企业与售电市场的独立性情况分析哪类背景（如大型发电集团、独立的售电公司、具有大量分布式电站资源的售电公司、电力设备企业）的售电公司能够在一定程
24、度上对抗电网企业与售电市场的不完全独立性）和售电市场化的顺序（一般先从大的电力用户开始放开售电市场化;从试点地区到全国），先选择容易获得售电牌照的公司，然后依据这些公司的客户资源、商业模式上的布局以及数据处理分析能力选择其中的售电龙头企业进行投资。中国的电力体制改革四十年：回顾与前瞻新中国成立以来，特别是改革开放以来，人们认识到电力是国民经济的先行官，因而坚持适度超前发展的原则。从上个世纪八十年代电力极度短缺，到现在电力供应平衡有余，将近四十年，我国电力发展速度惊人，电源、电网、用户规模惊人，电力技术进步和管理水平提升惊人。在这些惊人的发展和变化背后，改革起到了决定性推动作用。改革是主旋律，改
25、革是冲锋号，改革是行业人士的基本思维方式,也是电力行业取得巨大发展的根本动力。本文简单回顾过去四十年电力体制几次大的改革情况，侧重分析其中的经验教训，并立足于今天的实际，瞻望未来十至三十年左右，电力和能源行业组织的发展模式与前景。1回顾：意义深远的三次电力体制改革改革开放以前，我国电力从生产、运输到消费，和其它所有行业一样，都是采用完全计划的管理模式，发电、输电、配电和用电整个产业链条，都在“全能”的政府部门的统一计划管理下。这样的管理体制和模式无法适应经济发展对电能的快速增长需求和人民群众日益提高的用电服务要求，面临着向市场经济转型的要求。然而，“罗马不是一天建成的，从上个世纪八十年代中期开
26、始，在转型发展的过程中，电力行业先后进行了三次大的改革。这三次改革，对这个行业，乃至整个社会经济的发展，影响都极其深远。电力行业是国民经济众多垄断行业中较早实施改革的行业之一。电力行业改革，目的有二，一是电力行业的发展需满足经济和社会的需求，这就要解决电力投资来源问题;二是不断提高从电力建设、生产到消费的效率，提高效率最有效的手段是引入竞争机制。需求驱动实施了第一次围绕投资体制的改革，效率驱动实施了第二次和第三次围绕建设竞争性市场的改革。所以，从这个意义上讲，过去四十年,电力体制改革实质上应该是进行了两次，其中第二次和第三次本质上是一次改革的两个步骤。第一次，投资体制改革。改革开放后，随着经济
27、的发展，对用电的需求猛增，电力需求与供应能力的矛盾，即电源不足的矛盾、电网薄弱的矛盾，成为电力发展的主要矛盾，并严重制约国民经济的发展。其中，电源不足是矛盾中更为主要、更为直接的方面，因此也更引起人们的关注。造成电源不足的主要因素，是电源投资不足。电源投资不足的主要原因是依靠财政投资，渠道单一、资金短缺。所以，电力行业的第一次大改革，就是电力投资体制改革，核心思想是引进外国资本、鼓励民间资本投资建设电源。这次改革比较成功地解决了电源投资资金来源问题，极大地促进了电力特别是电源的发展。1978年，全国电力装机只有5712万千瓦，到2001年底，全国各类电力装机已经达到33849万千瓦，其规模已经
28、跻身世界第二。第二次，厂网分离改革。1997年，中国经济经过多年的快速发展，进入调整阶段，特别是当年又遇到亚洲金融风暴。经济增速放缓，电力需求也一度回调，全国电源装机和发电能力出现小幅的剩余。政府、学界，甚至行业内，都认为我国电源已经较为充裕。在这样的背景下，有关部委做出了三年停建电源的决策。同时，为了提高电力行业的效率，以西方经济学原理为指导，参照西方发达国家电力市场建设的经验，在国内也开始试点建设竞争性电力市场。然而，真正触发这次改革并决定改革方向的导火索，一般认为是二滩水电站建成后存在的电力上网问题。此后，电力体制改革决策的速度明显加快，在2002年，国务院出台5号文件，明确按照“厂网分
29、开、竞价上网”的原则，将原国家电力公司一分为七，成立国家电网、南方电网两家电网公司和华能、大唐、国电、华电、中电投五家发电集团。本次改革措施甫一出台，就遭遇到国民经济提速发展时期，电力需求猛增。原本略有盈余的电力供应能力，很快变得十分紧张。从2003年开始，一直到2010年，差不多七八年时间，电力供需基本上是处于严重紧缺的状态。而在这些年里，无论是电源建设规模，还是电网建设规模，都处于过去几十年来电力建设的顶峰。从2007年开始，电源年度投产规模均8000万千瓦以上，至今依然高于这个水平。从2013年开始，中国电源装机总规模超越美国，成为世界第一。与此相适应，电网建设规模也逐年增加，也是从20
30、13年开始，全国电网总投资规模超过电源总投资规模。而全国电网总规模早已在2011年超越美国，中国建成了世界第一大电网系统。第三次，配售分开改革。2015年3月，中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见（即9号文件）印发，开启了第三次电力体制改革，当年，六个配套文件也相继出台。这次改革是上一次改革的进一步深化，核心思路是在电力生产、运输、交易、消费产业链条上，对自然垄断部分实行管制;对非自然垄断部分予以放开，引入竞争机制。基本内容是打破电网企业的售电专营权，向社会放开配售电业务，推进建立相对独立规范运行的交易机构，最终形成管住中间、放开两头的体制架构。同时，在增量配电网领域，引入社会化
31、资本投资。售电业务受到资本青睐。截至2017年底，全国在电力交易中心公示的售电公司已有3300多家，其中，山东、广东、北京的售电公司数量位居全国前三甲。竞争性电力市场也进展急速。成立了北京、广州两个全国性的电力交易中心，省级电力交易中心35家。市场化交易规模方面，2017年达到L63万亿千瓦时，占全国全社会用电量的26%,比上一年增长45%。交易也逐渐从中长期合约交易为主，向着建立日前和现货市场逐步推进。增量配电网改革积极推进。到2017年9月30日，106家增量配电网试点中，共有57家确定了项目业主，占总数的54%,其中非电网企业参与的试点达到36家，占已确定业主项目的63%。当年11月21
32、日，又有89个项目作为第二批增量配电网业务改革试点。11月30日，国家发改委和国家能源局发布关于加快推进增量配电业务改革试点的通知，要求试点项目试点地级以上城市全覆盖，条件较好的地区可以多报。12月22日，全国发展改革会议明确2018年要以直接交易和增量配电市场化为重点深化改革。2俯视：本次改革将形成的新格局三次改革，虽然所处理的矛盾内涵各有不同，但是基本的价值取向却是一致的，即更加趋向运用市场化的手段，解决发展中存在的问题。经过三次改革的洗礼，今天中国的电力行业，和昔日有了天壤之别。虽然目前第三次改革仍在进行，正处于“破旧立新”的过程之中，但是如果我们认真俯察现状，基本上可以清晰地看出即将到
33、来的新格局。2.1电力行业管理和运行的总体格局从宏观管理角度看，国家主管部门是国家发展改革委及其所属国家能源局;各省、直辖市和自治区的能源主管部门是发改委、经信委和能源监管派出机构，其中发改委主要负责规划，经信委主要负责运行，能源监管机构主要负责监管。这三家单位也是推动电力体制改革的主要部门。对于能源涉及到的环保问题，则依旧是国家环保部门及其垂直管理的环保机构负责监督。土地、一次资源利用与规划，其管理职能属于国土规划部门。价格，在国家层面是国家发改委，而各省也有物价局。从微观运行角度看，电力行业产业链基本上形成两头竞争、中间管制的总体格局。上游发电侧，由多个发电企业集团形成一种寡头竞争的发电市
34、场;下游，数量众多的售电公司参与电力市场交易，从发电企业购买电能，售卖给用户，或者用户自己直接从市场购买电能；同时，市场上涌现一批技术公司，为用户和售电公司提供应急抢修、日常维护等技术支持和增值服务；中游，受到管制的输（配）电企业，建设、运营管理自然垄断的输配电网，按照政府主管部门核定的输配电价收取输配费用。在这些配电企业中，既有输配一体类型的，也有独立的配电企业。在独立的配电企业中，既有地方政府的国有企业，也有民营资本投资参股甚至控股的企业。另外，其它公用事业企业，如供水、供气等企业也可能进入电力市场而成为其中一类售电市场主体。在电力市场中，还可能会出现这样一类企业：它们没有输电网，没有配电
35、网，没有发电机组，也没有用户。它们作为市场主体存在，主要依靠对电力运行规律和市场特点的知识，通过买卖合约、交易发电权力、开展技术咨询等手段赚取利润。2.2售电公司的生存和发展资本总是在利益敏感的前方停留。电改9号文和六个配套文件颁布，吸引大批资本进入售电市场。截至到2017年底，也就一年左右的时间，全国在各交易中心注册的售电公司达到3300多家。资本看好售电业务，说明这里面确实有很大的机会。不过，有机会是一个方面，能不能抓住机会，售电公司能不能在激烈的竞争中生存和发展，则是另一个问题。有生存，必有死亡，这是基本的自然规律。要能够长期生存，而规避死亡的风险，这样的售电公司必须具备必要的前提条件。
36、从投资角度看，在未来电力市场中，总体上可能长期存在以下五种形态的售电公司：由电网企业独资或者控股的售电公司；由发电企业独资或者控股的售电公司；由用户独资或者控股的售电公司；由社会资本独资或者控股的售电公司；由其他社会公用企业(包括能源企业)，如自来水、燃气、交通等企业集团组建的独资或者合资售电公司。这五类从事电能交易的售电公司，各具优势：(1)电网主导的售电公司。此类售电公司具有一定的天然优势，其中最为突出的是：熟悉输配电网络的运行特征和性能，擅长协调和整合网络运维能力，享有输供电网络运维人才队伍的优势。(2)发电主导的售电公司。掌握电源资源，熟悉电力业务，有一定的专业运维队伍和技术支持能力。
37、(3)用户主导的售电公司。属于这一类的有：大型物业公司或房地产企业、大容量高耗能企业、政府主导建设的工业园区等。其优势是：拥有用户，了解用户的需求。工业园区用户优质，还可以在小区域内整合资源，实现能源互联，提高能源供应的质量、可靠性和使用效率，最大限度优化能源资源。既有电源、又有用户、只是缺乏输电网络的售电公司，例如一些投资发电企业的房地产开发商，一些拥有电力业务板块的综合性集团企业，兼具（2）、（3）两类用户的优势（前者如珠江电力，后者如华润电力、国华电力，以及一些涉及能源的地方性投资集团）。（4）社会资本控制的售电公司。相对于前面三种类型的售电企业，这类售电公司既不掌握电源，也没有用户。然
38、而并不意味着它们没有盈利的机会，关键是市场机制如何设计，它们能够提供什么样的服务，给用户带来什么样的体验。这一类售电公司，可能在以下几方面从事相关业务：第一，在市场上购买电力期货锁定电源，或通过期货交易的方式锁定负荷，将长短期市场优化组合实现盈利;第二，提供其他市场主体无法提供的技术或者市场服务，例如：组建服务于市场主体的技术队伍，为市场主体提供技术服务或者为用户提供增值服务;提供金融方面的服务（例如提供便捷的支付手段）；为市场不确定性提供商业保险等。第三，为用户提供咨询服务，例如为开发区类型用户或者地区电网的能源综合利用提供优化，为多生产厂区用户、能够安排灵活生产的用户提供经济运行方面的咨询服务等。当然，这些设想只是一些可能性，能不能具体操作，还视市场发育情况和相关法律政策的具体规定。随着市场的发展，将会有更多的商业机会被人们挖掘出来。在电力市场竞争日益激烈的形势下，电网企业的售电公司应坚持原有的优质供电服务，了解客户端需求的经验，积极开拓售电业务市场，可以采取：1）针对暂未市场化客户，以保底供电服务为契机，宣传供电兜底服务产生的正向效应,展示全方位服务能力。2）针对市场化零售客户，主动上门向客户解读最新的电力交易市场政策信息。解答客户咨询，执行“一站式服务”让客户省心、放心。3）针对市场化大客户，制定差异化服务策略，为客户争取最大售电效益。拓展增值和定制服务。
