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不断提速的新契机下，售电又会迎来怎样的沉浮呢？

　　“我们真正做售电业务是从2019年开始，九成以上的代理电量都来自集团公司用户，如果没有集团公司的支持，根本活不下去。”作为一家电力央企在内蒙古售电公司的负责人，在被问及售电业务盈利情况时，李明（化名）略显地无奈对《能源》记者说道。

　　其实，李明早在四年多前的2016年便接触到了售电，并在当年成立了售电公司，但是由于内蒙古地区真正开放售电市场非常晚，李明和他的售电公司一直处于观望中，直到2019年才真正开展售电业务。

　　对于李明而言，可以说是是起了大早赶了晚集。早在2015年3月15日，中共中央国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（即“9号文“），并在当年发布了六大配套文件，其中便包括售电侧改革。

　　售电侧改革初期的2016年，购售电之间价差一度达到0.12元/千瓦时，“暴利”成为售电的代名词。金钱刺激下，售电公司如雨后春笋般冒了出来，国家电网经营范围内一年之间便成立了4495家售电公司。李明的售电公司也在此时成立。

　　但是随着售电公司不断增多，价差不断缩小，售电公司暴利不再，通过工商注册的上万家售电公司中真正参与过交易的比重不足1%。与此同时，售电公司退市的消息也屡屡见诸报端。

　　2020年是“9号文”实行以来的第五个年头，售电侧改革在经过了五年的沉浮之后，数以万计的售电公司行业两极分化态势愈发明显。

　　一方面，仅依靠购售电价差盈利的皮包型售电公司陷入到前所未有的生存困境；另一方面，像李明这样的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，则在购售电之外的综合能源服务、节能减排等领域长袖善舞。

　　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

　　“目前公司在宁夏和内蒙古包头有两家售电公司，去年都代理了近10亿千瓦时的电量，但是利润都非常低，有价差的每度电可能有1厘钱或者两厘钱，有些纯粹没有价差。与此同时，我们还要承担偏差电量考核的风险。”一家主营电解铝业务企业的售电公司相关负责人王正（化名）告诉《能源》记者。

　　相比巅峰时期的0.12元/千瓦时，如今的购售电差价已经降低到几厘钱，很多地区甚至到了只赚吆喝的“零价差”阶段。多家独立第三方售电公司在接受《能源》杂志采访时表示，如今依靠价差几无生存空间，只有在华南的一些省份情况会好一些。

　　诚然，作为售电侧改革的桥头堡，以广东省为例，高电价下的让利空间巨大，在开启了售电大潮的同时，也让其他地区的售电公司羡慕不已。但是经过了数年时间的竞争，广东省的高价差时代也早已远去。

　　时间回到2015年11月28日，国家发改委、国家能源局批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点，售电公司也第一次进入大众视野。2015年最后一个月，重庆市和广东省分别确定了3家和13家售电公司。

　　次年的3月至5月，广东省进行了三次有售电公司参与的竞价交易，最终成交价差分别-125厘/kWh、-148厘/kWh、-133厘/kWh。但由于用户侧对电价下调的敏感性和预期并不高，最终销售给用户电的电价仅下调了10~15厘/kWh，按照三个月135厘/kWh的平均价差计算，有120~125厘/kWh的让利由售电公司获得。

　　但是好景不长，在随后四个月的竞价交易中，最终成交价差不断缩小，最后一次的9月竞价最终成交价差仅有37厘/kWh，留给售电公司的价差也大幅下降到28厘/kWh。

　　经历过2016年的试探之后，广东售电公司迎来了最为赚钱的2017年。2017年全年，广东售电公司净获利12.7亿元，但平均价差则进一步下降到14.8厘/千瓦时。对于广东省的售电公司而言，尽管在2017年感受到了售电暴利的渐行渐远，却没料到更大的挑战已经来临。

　　“让利不到1毛1就不要来投标！”由于在2016年年度双边协商交易过程中许多用户签订的价格比较低，在2017年广东年度双边协商交易一开始，在个别售电公司烧钱“圈电量”的推波助澜下，广东电力用户提出了上述疯狂的报价，1毛1的报价要求相比2016年64.5厘/千瓦时的让利大增56.6%。

　　与此同时，价格战下，发电企业给出的批发价格高于售电公司的代理零售价格，形成“批零倒挂”的局面，电厂、售电公司与用户一时间僵持不下。

　　僵局最终的打破来自监管部门重拳整治，电厂与售电公司报价回归理性，用户也不再坐地起价。2017年11月9日，广东电力交易中心公布的数据显示，全市场已确认长协交易220项，成交电量达1001.79亿千瓦时，最终的价差也定格在78.2厘/千瓦时。

　　根据《广东电力市场2019年年度报告》，2019年广东售电公司净获利11.3亿元，平均价差达到5.8厘/千瓦时，相比2018年的3.9厘/千瓦时有所提升。

　　尽管高价差已不再，但是在5.8厘/千瓦时的价差下，广东省134家参与结算售电公司中，共125家售电公司收益为正，亏损面仅为为6.7%，相比2018年20.3%的亏损面大幅收窄。

　　究其原因，一方面，相比全国其他地区只有一两厘/千瓦时的价差，广东省价差仍有利可图；另一方面，2019年，广东省售电公司的考核费用仅为0.4亿元，相比2018年和2017年的1.7亿元和3.51亿元大幅下降。

　　如果说广东省在5.8厘/千瓦时的价差下尚能实现“共同繁荣”的话，那么作为另一个购售电价差比较高的省份，四川省的售电公司则是旱涝不均的局面。

　　作为后来者，四川省在2017年8月才公布第一批通过公示的21家售电公司。从四川电力交易中心公布的2018年和2019年电力市场报告情况来看，售电公司购售电价差高于广东省，分别为8.0厘/千瓦时和9.8厘/千瓦时。

　　但是，根据四川省2019年电力市场报告，四川省售电公司的盈利情况分化严重，一部分售电公司获得了极高的价差，而多数售电公司并没有达到平均水平。

　　报告显示，截至2019年底，四川电力交易平台共注册售电公司227家，参与2019年市场交易的售电公司共84家，其中39个售电公司购售价差高于平均水平，27个售电公司超过年平均购售价差的1.5倍（0.0147元/千瓦时），最高为0.0850元/千瓦时；45个售电公司购售价差低于平均水平，最低为-0.0183元/千瓦时。

　　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。以发电企业售电公司为例，广东省、四川省、陕西省、河南省均爆出过发电企业抱团控价的事件，不管最终以何种方式收场，发电企业的影响力都可见一斑。

　　2016年，售电侧改革方兴未艾之时，国家电投便在年中工作会议上中表示已组建20家售电公司。与此同时，包括中国华能、中国华电、华润电力在内的各大电力央企在各省纷纷成立售电公司，抢滩售电市场
。

　　截至目前，中国华能已经在全国共成立了30家售电公司；中国华电在全国21个区域组建售电公司或增加售电业务；华润电力售电业务则覆盖中国28个省、自治区和直辖市，并组建区域售电公司25家（截至2018年底）。

　　由于发电企业售电公司天然的优势，其在各地方售电市场的占有率都十分可观。以华润电力为例，截至2018年底，旗下25家售电公司中，有19家售电公司的成交电量市场占有率在区域中排名前三。

　　为了避免发电企业售电公司过分垄断售电市场，包括广东省、广西省、海南省、山东省、山西省等省份已经发布政策对发电企业售电公司的市场份额进行限制。

　　2018年7月，南方能源监管局便发布了《广东、广西、海南售电公司监管办法（试行）》的通知，对于售电公司上限电量规定：同一投资主体（含关联企业）绝对控股或相对控股的售电公司在同一市场的市场总份额不得超过20%。与此同时，增项开展售电业务的发电企业和发电企业投资成立的售电公司不得利用发电业务资源，干预用户自由选择权。

　　再以山东为例，2019年年度双边协商交易中，成交电量达到1281亿千瓦时，其中发电企业售电公司独占788亿千瓦时，占比高达62%。此外，在售电公司代理电量前十名中，有8家属于发电集团售电公司，其中华能山东电力热力营销有限公司以近277亿千瓦时的电量占据头名，市场份额高达21.6%。

　　在上述交易完成之后不久，山东能监办、山东省市场监督管理局、山东省发改委在2019年4月联合发布了关于修订《山东省电力市场监管办法（试行）》（下简称《办法》）的通知，要求同一发电集团公司所属发电企业参与市场的装机容量不超过全部市场装机容量的20%；具有关联关系的售电企业代理的用户年度用电量不超过全省全部市场电量的20%。

　　由于《办法》颁布滞后于山东省2019年年度双边交易，因此规定具有关联关系的售电公司代理用户电量已超过《办法》规定份额的，本年度不能再代理签订新用户。

　　在有了市场份额的限制之后，发电企业售电公司在自身电源“依仗”之外不可避免的会面临和独立售电公司一样的困境：走向市场化之后能给发电侧和用户侧带来什么价值呢？

　　李明告诉记者：“我们现在非常的困惑，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，我们在市场上有什么价值？现在不论是大用户还是中小用户，都允许进入市场，在市场化的环境下，售电公司必须要找到能带给发电企业和用户的收益点。”

　　《能源》记者了解到，李明所在的内蒙古地区售电市场竞争依然非常激烈，售电公司能够分得的价差在一厘多/千瓦时的水平，甚至有很多达不到一厘/千瓦时。

　　李明认为，国内售电侧改革铺开之后，应该把配套的增量配电网做起来，但是现在全国各地增量配电网试点项目进展缓慢。如果没有增量配电网的加持，售电公司实际上意义不大。

　　不仅仅是李明，作为拥有用户电量资源的售电公司，王正的售电公司也参与到了内蒙古的一个增量配电试点网项目中，但目前的进展并不理想。

　　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。从电改的角度而言，增量配电网避开了存量电力市场的利益纠葛，被视为新一轮电改的精髓；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。