新形势下售电公司市场化运营研究

董振河，董 博

（1.中国华电山东分公司，山东 济南 250014；2.华电章丘发电有限公司，山东 济南 250216）

0 引言

随着全球能源革命的加速升级和国内供给侧结构性改革的不断深入，2015 年3 月15 日，中共中央、国务院印发了中发〔2015〕9 号《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出以“有序推进电价改革，理顺电价形成机制；推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制；建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台；推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用；稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务” 为主要内容的市场化改革方向，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，新一轮电力市场改革（以下简称“电改”）全面铺开［1］。5 年来，电改取得了一定成效，售电侧逐步放开，市场机制初步建立，电力市场化交易初具规模。与此同时，伴随着售电业务的快速增长，一大批售电公司作为新兴市场主体登上电力市场舞台。不同类别售电公司通过开展代理用能、需求响应以及相关增值服务等业务实现盈利和发展。但是，随着政策不断优化完善、电改进程的加快和现货市场的启动，售电公司在政策解读、专业人才配备、新技术运用、综合能源服务等方面也暴露出不足，在发展方向和运营管理模式上还存在短板，不少售电公司在挣扎中退市。以电改新形势为背景，分析当前国内售电市场发展现状，结合下一步电改方向，深入研判售电公司面临的机遇与挑战，提出应对策略，针对发电集团售电业务如何开展，提出探索思路。

1 国内电力市场基本情况

我国电力行业积极推进供给侧结构性改革，深化电力市场化改革。2018 年，输配电价、增量配电改革、电力现货市场建设、交易机构股份制改革等方面取得新的进展，发电企业持续让利，售电公司竞相迸发，电力用户赢得实惠，电力市场呈现出百花齐放的状态。截至2018 年底，我国电力市场交易电量约2.06 万亿kWh，同比增长30%。2019 年，完成市场化交易电量2.71 万亿kWh，同比增长31.6%。同时，第五批增量配电业务改革试点项目申报启动，至此，已分4 批在全国范围内开展了404 个增量配电业务改革试点。电力现货市场取得实质性突破，8 个电力现货试点进入结算试运。

1.1 广东省电改情况

广东作为传统经济强省和用电大省在电力市场改革中推进速度最快，成效最为明显，积累了广泛经验。广东省在2013 年开始试点电力集中竞价交易，2015 年成为首批售电侧改革试点，2016 年明确了售电公司参与直接交易的交易规则，2017 年1 月 《广东电力市场交易基本规则（试行）》和《广东电力市场监管实施办法（试行）》正式印发，主要交易类型有年度双边、月度集中竞价、发电合同转让和年度集中竞价。2018 年8 月，广东在全国范围内率先启动电力现货市场试运行，在国内首次较为完整地构建了省级电力市场机制，成为国内首个进入运行阶段的电力中长期市场和模拟试运行的现货市场，构建了“中长期+现货”“批发+零售”“计划+市场”“省内电+外来电”“电能量+辅助服务” 的市场体系。截至2019 年底，共有18 100 家市场主体获得市场准入资格，比2018 年底增长87.6%，其中已完成注册登记16 291家，注册率90.0%。获得准入的市场主体中，售电公司436 家，比2018 年底增长5.8%；发电企业95 家（含核电及退役机组），比2018 年底增长9.2%，总装机容量104.039 GW；大用户776 家，比2018 年底增长0.4%；一般用户16 793 家，比2018 年底增长100.5%。获准进入市场的主体中，参与市场交易的10 752 家。2019 年，广东电力市场累计结算电量规模1 958.6 亿kWh，同比增长26.0%。

1.2 浙江省电改情况

2017 年，浙江省确定了市场用户准入条件，年用电量100 万kWh 以上的工商业用户均可进入市场。2018 年，电力直接交易规模扩大到1 100 亿kWh。自2019 年1 月1 日起，逐步降低工商业企业参与电力直接交易的限制性要求，逐年扩大电力直接交易规模，2019 年浙江省电力市场交易1 400 亿kWh，同比增长22.5%。到2020 年，将深化天然气电力改革，有序放开竞争性环节电力价格，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易，全省电力市场化交易电量2 000 亿kWh，较2019 年同比增长42.8%。进一步推动售电侧改革。近年来，浙江在电力市场化改革方面做了诸多的探索和尝试，交易类型由最初的撮合交易，发展为平台集中竞价出清、双边交易等多种市场交易模式。现货市场方面，借鉴国外电力市场化改革经验，浙江电力市场初期拟采用PJM 模式（Pennsylvania—New Jersey—Maryland，即宾夕法尼亚—新泽西—马里兰州，美国第一个基于投标方式的区域电力市场模式）［2］，实行全电量竞价上网边际电价出清，辅以差价合约管理市场风险。初期市场主要由现货市场和合约市场构成，开展电能量交易和辅助服务交易。

1.3 山东省电改情况

2014 年，山东省启动电力直接交易工作。2015年新一轮电改到来，山东开始报试点、出方案、建立交易中心。2017 年出台全面建设电力市场的中长期交易规则，并在下半年组织开展月度交易。同时，山东省是西电东送的受电大省，配合北京电力交易中心开展跨省区交易。2018 年山东省开启辅助服务市场交易和用电侧需求响应。到2019 年形成了包括年度双边、月度双边、集中竞价、合同偏差电量挂牌和跨省区交易等多种交易品种构成的体系，2019 年6 月底，山东电力市场已进入现货市场试运行阶段。电力市场化同样创造了巨大的经济效益，2018 年全年共完成交易电量1 182 亿kWh，电价平均降幅0.01 元／kWh，降低用户用电费成本约11.8 亿元。2019 年度，累计结算直接交易电量1 715.29 亿kWh，其中，结算省内交易电量1 622.29 亿kWh，结算省外交易电量93.0 亿kWh。直接交易电价平均降幅0.013 8 元／kWh，降低用户电费成本23.59 亿元。

2 售电公司运营情况

2.1 全国售电公司运营情况

当前，电力体制改革已经进入关键阶段，截至2018 年底全国市场电量达到1 万亿kWh，北京、广州两家国家级电力交易中心成立。售电市场的大蛋糕吸引了各行各业精兵，从2015 年深圳注册成立了第一家售电公司，到2016 年的469 家售电公司，再到2017 年底的3 044 家，直至2020 年5 月份3 667 家，全国售电公司数量迅猛增长。

在售电市场上，售电公司作为竞争的主体，开展电力营销业务，主要面向大工业用户和商业用户，居民用户由于分布较零散，难以在短时间内形成售电市场用户。

新的电力市场秩序正在建立，售电公司的生存已成为本轮电力体制改革的焦点之一。一方面，参与市场交易的售电公司不足注册总量的十分之一，这一数据所引申的意义一是售电行业观望态度高；二是售电公司市场参与度逐渐降低。2015 年中国启动新一轮电力体制改革后，电网“统购统销”模式被打破，万亿级电量市场放开，全国万余家售电公司如雨后春笋般应运而生。2016 年售电公司纷纷入场，初期以暴利差价为生，少数售电公司淘得售电第一桶金；2017 年，各地偏差考核规则相继出台，售电公司有赚有赔，贫富差距出现；2018 年，售电侧获利分化明显，一批售电公司宣布退市。2019 年，发用电计划放开，用户侧市场被打开，售电市场竞争越来越激烈，通过竞价交易获得的价差空间被不断压缩、偏差考核带来的罚款风险加大，售电公司业务拓展和收益差异明显，售电公司依靠过去“吃差价”的模式来获取利润的时代已经结束，经历了从赚钱到亏损，出现了一大波售电公司退市的局面。随着电改进程不断深化、市场回归理性及现货市场的考验，这一数字或将逐渐缩小。

2.2 山东省售电公司运营情况

随着省内电力体制改革进程的不断深化和市场竞争的日趋激烈，截至2019 年一季度，山东省已注册售电公司数量871 家（含北京电力交易中心推送412 家），有11 家售电公司已退出电力市场，实际开展业务的仅有77 家。

2018 年，发售一体售电公司共代理电量694.53 亿kWh，占全省售电公司代理电量的70.33%，其中华电售电公司代理电量219.44 亿kWh，占发售一体售电公司代理电量的31.59%，占全省售电公司代理电量的22.22%。

对患者护理满意度进行调查采用医院制定的调查问卷表,总分为100分,85~100分为非常满意;60~85分为一般满意;低于60分为不满意。

2019 年山东省全面放开10 kV 以上、年用电量在500 万kWh 以上电力用户，市场用户规模进一步扩大。鉴于年用电量1 000 万kWh 以下小用户数量多，用户维护工作量大，为进一步提升市场覆盖面，售电公司通过规范发展二级代理商来有效提升市场份额，以某售电公司为例，2019 年其通过二级代理共发展用户131 家，代理电量28.88 亿kWh，占其总代理电量的8.48%。

3 未来售电公司运营模式研究

在电力体制改革不断推进的大背景下，面对竞争日益激烈的售电市场，售电公司要想生存和发展壮大，一方面应适应环境、转变思路，另一方面应提高自身的专业技术实力，通过科技创新、增值服务在产品设计、套餐服务等方面拓展用户，提高用户黏性。

3.1 发售一体化售电公司

发售一体化售电公司拥有发电和售电业务，应发挥发电资产天然优势，通过对电量和价格的合理把控，开展售电市场业务，同时利用参与现货市场的有利时机，向用户提供节能咨询、需求响应、新增配电网运营等增值服务以及供热、供气等综合能源服务，建立售电品牌，增强市场影响力。

3.1.1 建立现代化市场营销管控体系

实施精益营销管理，建立集团统一管控的现代化营销体系，从集团层面开展跨省跨区现货市场竞争和运营优化。以政策和市场为导向，统筹指导区域公司、售电公司和发电企业开展营销工作，建立科学合理的分区域差异化运营模式。结合现货市场重大变革，区域公司着力推进体制机制创新，优化公司组织机构，建立区域公司统一管理下的发电企业、售电公司和运营报价中心“三位一体”区域运营管理体系，配以完善的绩效考核激励制度，组织开展政策研究、制定能源市场销售战略、指导开展能源销售业务。

3.1.2 开展增值服务和综合能源服务

做好与系统内、外科研和技术服务单位的联系，建立起用户能耗数据分析平台，对用户用电情况进行数据分析，为用户提供包括综合节能咨询服务、节能优化服务、合同能源管理、需求响应等增值服务；根据当地增量配网建设情况，申请增量配电项目电力业务许可，获得准入资质，取得配网经营权，拓展业务范围，增强公司盈利能力。对有条件的企业或增量配网园区，牢牢抓住用户的能源需求，为用户提供冷、热、电、气等一体化的能源供应服务，实现能源供应多样化、高效化和清洁化，形成紧密的纽带关系和产品保障联盟，构建发、输、配、售、服务一体化的能源销售体系。

3.1.3 构建“互联网+营销+用能”新格局

利用云计算、大数据、物联网、移动互联网等新技术，建设全业务数据统一管理平台，实现电脑、手机端对全业务数据的存储、访问和分析，在平台内融合经营管理、用户分析等模块，提升数据分析的全面性和指导性，为制定合理报价策略和改善用户服务质量提供决策支持。

3.2 输配售一体化售电公司

输配售一体化售电公司具备电网运营权，由电网公司或社会资本投资的增量配电网运营商组建而成，从事售电业务的电网企业在售电市场化初期占重要地位，不仅可以从售电业务中获得收益，同时还可以从输配电网业务中获得收益，不管是否与用电客户签订售电合同，都能保证有利润来源，成为兜底供电服务商，且具有输配电服务的义务，但市场角色将弱化。因同时拥有输电、配电和售电业务，控制着售电市场的关键环节，通过对输电线路的严格把控，如售电公司可以给用户安装智能电表等智能监控产品，通过连接用户用电设备，在管理系统平台或应用中实时反映用户各个时间点和各个用电设备的精准的用电情况，以此用户可以合理控制各个设备的运行［3］。另外也可以利用已有的电网优势，降低用户用能成本，为用户提供综合能源供应和综合能源服务，实现业务转型发展。

3.2.1 加大配电网升级改造

随着电力改革的不断深入，电力市场交易的有机生态圈逐步形成，为了提升售电业务竞争力，输配售一体化售电公司可以运用当前的资产优势，加大配电网升级改造。一是可以实现用户用电负荷实时计量、实时传输满足后期现货市场需要；二是可以增强测量、监视、控制和保护配网装备水平，提高供电质量和运行效率，满足用电需求；三是可以推动智能互联，运用新技术、新产品、新工艺，加强配电自动化建设，推进智能化升级，适应能源结构调整需要，探索智能化配电网与互联网的深度融合，为用户提供智慧化供电，增加用户的黏性。

3.2.2 实现综合能源服务实现转型发展

输配售一体化售电公司由于拥有输配电网资源，不仅可以从售电业务中获得收益，同时还可以从输配电网业务中获得收益，“输配售一体化+节能服务” 成为最受益的业务模式。通过以用电数据为基础，为用户提供节能改造业务；以监控用电用户能耗为数据来源，为用户提供节能技术咨询和节能方案设计业务，从而优化用户的用电行为，有效提高用户的用电质量。发挥拥有配电网的独特优势，在用户管理上对用户进行分类筛选，培育优质用户群体，降低经营风险。此外，输配售一体化公司还可开展运维托管、抢修检修等综合能源服务，增强自身竞争力，同时从盈利能力更强的服务类业务中获得更多利润。

3.3 独立售电公司

独立售电公司是电力市场化交易中的新生力量，和终端用电用户联系最为紧密迫切，这是其现阶段主要盈利模式决定的，即以低价向发电公司批发购买电量，高价进行零售卖给代理电力用户，从中赚取差价，电网企业仅收取过网费。随着售电侧改革的不断推进，售电主体可能与独立售电公司展开竞争，用户也可能与独立售电公司间争利，这种低买高卖赚取差价的盈利空间必然会不断被压缩。也就是说，独立售电公司现阶段所依赖的低买高卖盈利模式是不可持续的，同时在市场上并没有明显的竞争优势，相关独立售电公司必须能结合市场现状对盈利模式进行改革。为了能够占据售电市场份额，可以根据需要与用户签订差异化、定制化的服务合同，满足用户多样化需求，另外也可拓展多元化综合能源服务业务，实现长远发展。如：面向工业用户的节能系统、能源管理系统、电能替代系统、能效监控等系统以及相关的咨询业务，面向居民的主要是家用能源管理，家庭能源一体化等业务。因为相比居民，工业用户对能源需求较高，是综合能源的主要业务方向；居民用户分散且数量较多，是综合能源服务商要深入挖掘的客户［4］。

3.3.1 抓住核心优势探索业务新模式

作为第三方的独立售电公司，其核心优势在于业务模式的创新性，是多元化的售电主体中最具有创新意义的主体。其灵活性强，通过采用先进的技术和管理办法，按照理想的市场结构设计企业经营模式。充分发挥其在创新性上的优势，通过开展特色增值服务，如综合能源供应服务、清洁微网服务、用能解决服务、电能质量管理与定制、大数据增值服务、商业与金融服务［5］。制定较强针对性的营销策略，实施优厚的员工激励机制，拓展市场份额。借助网络化服务，依靠互联网获得用户用电数据，同时通过互联网与用户保持交流互馈，从多方面提高用户体验。开展绿色能源套餐、节能服务、开发合同能源管理、综合节能和用电咨询等服务。以帮助用户进行能源管理为经营内容，优化用户的用电模式，提高用户的用电效率，并获取节能收益。

3.3.2 积极布局开拓业务新板块

积极探索争取增量配电网领域，进而布局光伏、风电、汽车充电桩等分布式新能源，同时将数据服务、电力工程、代运维等业务也纳入售电产业板块，构筑独立售电公司技术城墙。以售电业务为纽带，通过运用资本工具等手段，发力综合能源服务，提供综合能源解决方案，通过分布式智能微网的建设与节能环保项目的开发，实现节能减排；以储能技术为突破口，探索储能调峰新模式，优化能源配置效率，提升电力系统的响应能力和稳定性；结合互联网技术为用户提供需求侧综合管理、电力设备代运维、节能专业服务、新能源技术应用、企业综合能效管理、智慧能源等能源综合服务，拓宽业务渠道提升售电竞争力。

4 发电集团售电公司营销策略

4.1 构建发电集团系统营销一体化格局

建立发电集团公司统一管控的市场营销体系，按照大营销的管理理念，在发电集团层面成立营销中心，将发电集团内的发电厂、售电公司统一整合起来，统筹安排各区域开展跨省跨区交易、现货市场竞争和运营优化，开展不同发电集团之间的电量交易，实现发电集团公司效益最大化。

4.2 升级打造综合能源服务

深入研究电力体制改革的方向，以政策和市场为导向，推动发电集团内部各公司的协调配合，加强技术交流和人才流动。发挥资金、资源和技术优势，抓住增量配电业务改革试点机遇，积极争取建设增量配电试点项目。

4.3 加强人才培育

售电市场专业人才队伍建设应持续加强，在公司内部通过招聘、选聘、联合培养等方式，不断充实市场开拓、现货报价人才；对于售电公司的在岗人员，有针对性地开展电力市场、售电业务和市场营销专业培训，提高岗位能力，加强职业素养；尝试通过社会招聘引进国内外的专业人才，打造专业营销团队。

5 结语

新电改方案的出台标志着我国将出现新一轮的电力体制改革，在售电侧放开的环境下，售电公司将面临新的机遇和挑战。立足售电公司的综合能源服务方案设计，提出的3 种售电公司运营方案，为不同客户群体制定差异化服务是售电公司未来发展的趋向，确立客户市场结构，细分客户群体，建立更加公开、公平、公正的售电平台，提供更加专业化、个性化的服务，加强实时反馈、用户负荷预测，才是售电公司盈利的必须［6］。这种创新性的运营模式能大大提高售电公司在电力市场中的竞争力。同时，对发电集团售电公司运营有一定的借鉴意义，为新电改下售电公司运营模式的选择制定具有参考价值。