霸王级寒潮来袭！怎样“捂热”售电市场？-第2页-北极星售电网

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2、9号文及配套文件保留了电网企业除发电外的全产业链功能(输配售);同时，发电企业将拥有除输电职责外(发、配、售)的产业功能，因此，电力系统将彻底转变传统的“发-输-配-供-用”单向的B2C电力供给体系，上下游关系将日益复杂和模糊化。

首先，发电企业面临上下游与竞争关系叠加的问题。由于暂不涉及调度分离问题，电网企业仍占据绝对优势，在电力系统中仍处于中枢指挥地位，从这种意义上说，发电企业与电网公司的仍为上下游关系。同时，售电侧放开后，电网与发电在售电领域将成为竞争关系，对电力企业利润贡献最大的工商业大用户将是电网企业和发电企业争夺的主要对象。

因此，电网企业是否会利用其在电力系统中的中枢地位，在售电领域从事不正当竞争行为，是发电企业决定是否进入售电市场的关切问题之一。

其次，发电企业面临向电网售电和自身售电关系处理问题。受经济下行影响，发电企业在电网统筹体制下虽然经营困难，但勉强能吃上“大锅饭”;如直接开展市场化直供售电，保不准还“没饭吃”。在现货市场建立前的相当长一段时间内，发电企业将面临双轨制售电体制下的艰难取舍问题。

第三，发电企业面临发电侧开放与售电侧开放双重压力。为保证售电公司能够在公平公正的市场环境下竞争，有必要对电网企业向售电公司开放(包括为售电公司与发电企业达成的购电交易提供输电服务)的接入标准、工程规范及相关管理细则进行规范，确保输配电网公平开放。

3、电价体制是电力系统的核心管制手段。本次电改将重塑电价体制，电网企业将改变赚取购销差价的商业模式，按照政府核定的输配电价收取过网费。这对于发电企业来说，事实上面临着重新切分蛋糕的危机与挑战。

首先，发电企业投资售电公司(拥有配网经营权的)存在与电网企业争夺输配电价的问题。政府在核定输配电价时，已经将配电成本核算在输配电价当中;从已公布的试点地区输配电价改革方案来看，输配电价目前最多只能细化到分电压等级的输配电价，并不可能反映出是否包含某个末端配网(如某个园区配网)的成本。

因此，与独立售电公司相比，拥有配网的售电公司在成本上并无优势可言。发电企业投资配电网，要么能够争夺输配电价，要么另辟蹊径，以提供增值服务弥补成本的短板。

其次，批发电价与零售电价并未同步放开，发电企业要在双轨制价格体系中寻找平衡点。从配套文件及3个监管规则(征求意见稿)来看，电力批发市场价格将实现放开，但零售市场仍维持政府定价(随着电力市场准入用户范围的扩大，零售市场将会有出逐步放开的过程)。发电企业投资设立的售电公司，面对适用刚性价格(即政府定价)的用户，盈利模式如何设计课题很多。

第三，输配电价核减的利益流向，将成为发电企业、电网和用户争夺的焦点。但是，政府在核减时能够核减多少，无疑带有在电网与发电、用户侧分配利益的性质。从现行试点的大用户直购电来看，基本上是发电侧让利，用户侧得利，这也是导致发电企业对大用户直购电持保守态度的重要原因。

第三类售电公司夹缝中求生存

第三类售电公司，也就是没有配网经营权的售电公司，与其关注盈利模式，不如关注如何形成盈利的核心竞争力，因为盈利模式无非这几种:

第一是从购销差价获得利润，但是对于第三类售电公司来说，如果手上没有很大的负荷做支撑，很难说有很大的盈利，毕竟电能是大宗商品，单位利润是很低的，如果按照国网平均的利润水平5分多一度点，不妨测算一下每年需要多少售电量才能达到盈亏平衡点;

第二是直接增值服务，比如围绕电能销售或者能源销售的直接上下游环节，形成一定的盈利，比如设备托管、水电气联合销售、工程和运维服务、甚至到能源托管等等，这些服务都可以单独或者打包到电费中，形成套餐吸引用户;

第三类是间接增值服务，就是往更上游和更下游方向走，比如更上游的设计咨询、设备生产制造、相关信息和自动化系统提供、数据服务、设备的融资租赁、能源金融和信托，更下游的节能与能效服务;

第四类是平台化服务，就是售电商通过能源产业链串联起上下游各类供应商，并从交易撮合中赚取中介费和增值服务费，这个层面更像是“具有互联网基因的新型售电公司”，也就是不仅仅做单边交易，而是双边甚至多边交易了。

延伸阅读：

缕一缕电改关于售电你一定想知道的事!

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