前辈们，售电行业前景如何，小的售电公司能存活吗？

分享自己一些关于售电公司经营的思考：

（1）电力市场给售电企业带来了什么变化？

应该说，电力市场的不断完善，让售电的体系越来越大，售电从业者的背景也越来越复杂。以往可能售电的就这么两类：一个是发电企业的营销部门，可能这个营销还是个兼职，与工厂谈直供电，长期合同等。二是电网企业的营销部门，记录电表电量，提供上门业扩报装服务之类的。

现在随着电力市场化改革，以及现货市场的建立，售电从业者真的是不一样了。

一是机构和人员的变化，售电现在是专业化的“公司”在做了，当然这公司背景还比较复杂，有互联网过来的，有高校过来的，有电网或者发电企业国资的，也有原来电网或发电企业乙方过来的，还有社会资本过来的（比如体育界的某冠军下海从事售电）。根据视知产研院的一份不完全样本的统计（在此表示感谢），从企业性质来看，售电公司中大约70%为民企，30%为国企，还有少量的外企（个位数）。有意思的是，外企中，北京新都能源有限公司股权穿透后是一家2021年成立于香港的名为“特斯拉能源服务有限公司”。这家公司并没有透露过多消息，但大概率和大家知道熟悉的那个特斯拉不搭边。国有企业中，值得注意的是中国石油集团电能有限公司。中油电能是大庆石油管理局有限公司以原大庆油田电力集团为主体组建，于2017年10月19日在黑龙江省大庆市注册成立的国有独资电力企业，注册资金50亿元，在册员工7930人，副局级。公示信息显示，目前，中油电能在重庆、四川、冀北、首都、天津、河北、山东、陕西、吉林、青海、甘肃多地开展售电业务。从企业资产来看，大约16%的售电公司有发电资产，剩余84%没有发电资产，也就是所谓“独立售电公司”。总所周知，在中国的售电公司如果没有发电资产，即便你是电网企业的售电公司，日子过得也异常艰难。从业务分布来看，只有不到20%的售电公司在两个以上省份开展业务。售电市场开拓，需要极强的本地资源。从软件系统来看，售电公司用的软件支撑系统种类较多，不完全统计一共使用了多达338种软件，各大发电集团喜欢用什么样的售电软件呢？大型发电集团中，华能、大唐、国能、华润、中广核、三峡基本使用自己集团研发的售电软件，华电选择了清一色的国电南自。如下图：

二是竞争压力变大。随着电力市场不断完善，从2015年电改9号文开始，应该说售电领域过了8年，已经具备一定的市场竞争性并完成了N轮洗牌，几家欢喜几家愁。“1439”号文发布之后，市场用户数量大幅上涨，电力交易品类和频次增加，售电市场进入低价差高电量时代，竞争逐渐白热化。现货市场价格波动较大，这对于售电公司的交易盈利、风险防范水平有了更高要求。另外目前对售电公司的偏差考核力度较大，售电公司可持续发展压力增加。

三是售电公司严管时代来临。就国网经营区域而言，国网区域注册过的售电公司已经接近4000家，（可以到各省的电力交易中心查询售电公司公示名单，如北京市的为543家）但是同时在电力交易中心，无不上演着“注销”售电公司的事件，2022年6月15日，广东电力交易中心披露，266家售电公司被强制退出市场，规模超过广东售电公司总数的一半。2015年开放售电业务之初，售电公司准入门槛不高，注册资本实行承诺制，不用全部实缴。虽然对公司员工有资质要求，但也不要求提供社保记录，原来的售电公司好多是借人员、借资质。2022年《售电公司管理办法》出台后，明确了售电公司退出机制。按照规定，如果存在连续三年未在任一行政区域开展售电业务、以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场且拒不整改等情况，售电公司将被强制退市。其实上面的统计数量，是按照电力交易中心的注册公示的统计口径（也是最官方的售电公司），但是实际上从工商注册的角度，有一些企业虽然没在电力交易中心注册（不能参与电力市场交易），但是在其营业范围里也写了“售电”，这又是另一种统计口径。如果按照这个口径算（注意这些企业不能算作是售电公司，只能说是售电行业的公司），根据中国企业数据库企查猫，截止2022年10月17日，售电行业企业数量达15328家，其中存续/在业企业9368家，61%的企业存续及在业，37%的企业注销，2%的企业吊销。企业占比最大的注册资本范围为：5000万以上的占比33%，1000-5000万元，占比30%，总体来看中国售电行业公司注册资本门槛较高。

（2）电力市场中售电企业最关注的核心利益点

售电企业在电力市场中的核心利益点，可以从成本和收入的角度来看，成本侧，实际就是在电力市场中的购电（电力交易）；收入侧，就是能在客户这边赚多少钱。开售电公司的核心问题，实际就是怎么把这两方面优化到极致的问题。如果这两方面在展开了说，一个我认为好的售电公司，应该关心什么呢？

（1）成本侧。一是购电成本，这主要体现在交易能力（交易能力体现在中长期与现货衔接、交易批次管理、现货套利等等方面）上；二是风险管控，这主要体现在预测能力上（包括对负荷的预测以及对宏观发电形势的预测等）。

（2）收入侧。一是客户的选择。开一个售电公司可不是盲选客户，客户选的不好反而给售电公司带来很大风险。什么样的客户算是优质客户？我觉得一是用户要对电力市场有一定的了解，可以较好的沟通，这样具备一定的粘性；二是用户负荷稳定可预测；三是用户用电习惯最好能集中于谷段；四是用户自身具备一定的负荷调节能力，且单个用户用电占比最好不超过10%。二是给客户提供的服务多样化。现在基本行业已经形成共识就是传统的靠购销差价盈利的售电公司经营模式已经不可维系，所以现在很多售电公司也越来越向综合能源服务商靠拢，针对不同需求的客户提供差异化的服务（如能源需求型（就是要买便宜电）、技术需求型（节能改造、增量配电网运维）、服务需求型（碳资产咨询管理、合同能源管理、虚拟电厂管理等）)。三是与终端客户签约的定价模式。这个直接决定了售电公司从客户那里能获得多少收入。我觉得定价几个基本原则吧：一是不要为了抢占客户而追求绝对低价，而应该是对客户背景做些了解，追求相对低价即可，即对比客户可选的同行业同区域的企业，比同质竞争者低价就可以。二是尽量合同不要采用和用户锁定价格的模式，这样风险非常大，可以选择锁定一个对标的体系（例如与煤价挂钩等）。如果真的要锁定一口价，也不要采用全年一口价的形式，建议可以月度一口价，次月根据某种规则浮动。否则的话，市场价格波动的风险，售电公司根本传导不出去，面对像2021年那样能源大宗商品上涨的行情，会有极大的亏损风险。三是需要考虑用户的电压等级和负荷曲线，如果是谷段用户，那可以采用单一价格；如果是峰段用户，还是用分时电价合约好些；如果是负荷波动大的用户，可能还要加入偏差约定的条款，以对用户行为做出限制。

（3）售电企业在电力市场中“怎么玩”？

都是电力交易，售电公司（这里指的是面向终端客户的，在电力市场中作为买方的售电公司）和发电企业的电力交易部门又不一样。售电公司在电力市场中更多的是从电力买方的角度去指定策略，但是面对终端客户，又是卖方的角色，所以售电公司就电力市场而言考虑的要更为复杂些。如我在发电企业那节所说，因为不同售电公司地域和客户以及自身情况差别太大，很难给出具体建议，从业者还是要像本单位的前辈请教细节。我这边只能给一些原则性的思考，虽然说起来像空话，但是我会尽量说一些在其余地方不太常见的角度的思考，尽量显得“干货”一些（前文提到的成本和收入侧的控制和注意事项，这里就不重复提了）。

一

是真的觉得电力交易员是售电公司的核心资产，这种就是平时可能售电公司领导不会觉得有什么重视（因为说实话，目前售电公司交易员待遇并不算很高），但是一出问题就知道交易员的重要了。可以看下图，就是典型交易员水平不过关带来的大麻烦，足以抹掉这个售电公司以往积累的盈利。

二

是我认为售电公司可以多关注保险这块，好像其余地方很少说。这个其实我是想说售电公司的财务履约能力。按目前政策，售电公司在不同省开展交易需要分别提交保函或保险，将履约保函、保险作为售电企业的财务履约保障，额度与其服务的市场交易电量挂钩。这个是市场主管部门强制规定的，也算是进一步防范售电市场交易风险。但是其实售电公司本身为了规避风险，也可以在这方面做文章的，保险签的好，风险少很多。

三

是关于售电公司进军综合能源服务商说一点看法。我认为还是要结合售电公司自身资产的情况。综合能源服务内涵很多，如果售电公司有发电资产，那是一类做法；没有发电资产，又是另外一类做法；有配电网资产的，又是一类做法，还有投资储能的售电公司也是另外的做法。不详细展开，大家看下图综合能源服务的类型应该能懂我的意思。

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

售电公司的主要盈利模式是赚价差，即低价从市场上批发电力，加价后卖给电力用户。市场交易电价根据基准价浮动，基准价和浮动范围都由政府规定。电力用户如果不进场交易，就要由电网按照基准价供电。

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。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，我们能给发电侧和用户侧带来什么价值呢？这是走向市场化的关键

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

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。

目前增量配电网业务还很难开展，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，可以开展综合能源、节能减排服务、合同能源管理方面的业务。

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。

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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