售电丛林鏖战：独立售电公司决生死增量配网争夺战加剧

2017-08-21 22:58:34 大云网　点击量：评论 (0)

售电市场开放两年以来，企业或入局，或出局，或盈利，或亏损，开启了一场硝烟滚滚的丛林争斗战。我们公司去年年底成立，6月份第一次参与电力市场交易没买到电量，赔了180万，7月份第二次交易，又

售电市场开放两年以来，企业或入局，或出局，或盈利，或亏损，开启了一场硝烟滚滚的丛林争斗战。

我们公司去年年底成立，6月份第一次参与电力市场交易没买到电量，赔了180万，7月份第二次交易，又赔了几十万。”7月下旬，在北京一场大型论坛上，记者见到了从山西太原风尘仆仆赶来的张鹏（化名）。

　　与其他参会人员均为车企与桩企不同的是，张鹏身份稍显特殊。在担任山西一家工程造价咨询公司总经理的职位背后，他还是一家独立售电公司的法人及创办者。

　　“我这家售电公司当前的主要任务是怎么生存下来，不求盈利，先保命。”在与张鹏交谈的近两个小时中，其反复提及的便是这句话。

　　“山西电力市场交易规则被人为地变成了一个‘卖方市场’，造成了电力供给不足的假象；加上发电企业坐在一起‘串谋’价格，而售电公司却是一盘散沙，还在拼命的搞价格战，这些都使得发售电双方根本不在一个对等线上。”张鹏坦言，“坚持还是放弃，我们都会有个取舍。下一步或许考虑，投资充电桩。”

　　正如张鹏所言，开放不足两年的售电市场毫无疑问处于发展的原始初级阶段，残酷激烈的丛林争斗正在全国各地的售电市场强力上演。

　　作为新电改的最大红利，时至今日，售电侧改革依然是能源行业最热门的话题之一。在经济下行的整体趋势下，社会资本期待能够通过分食售电蛋糕，获得新的业务增长点。

　　自2015年以来，机构、行业不断重复着“新电改有望开启万亿级市场，售电侧放开可能成为本轮改革的最大红利”等论调。很快，国营、民营、电力、非电力以及一些不明身份的神秘资本纷纷试水，并形成“蜂拥而上”之势。

　　从这一年多的售电市场发展来看，一些原本看起来就身强力壮的传统售电公司，依然按照脚本演绎。我们希冀关注的是，一批不娴熟电力这个特殊产品市场规则的新生售电公司缘何悄然消亡，或垂死挣扎？与此同时，我们更有兴趣了解，一些非传统售电公司如何在丛林中扬长避短，开辟出自己的求存之路。

　　广东、贵州等电改“试验田”为何陷入窘境？蜂拥而入的独立售电公司如何面临生死抉择？

　　“试验田”窘境

　　广东是中国第一次允许售电公司参与电力交易市场的省份。2015年12月29日，广东省经信委下发《关于2016年电力大用户与发电企业直接交易工作有关事项的通知》（粤经信电力函〔2015〕3137号），要求售电公司采用代理电力用户购电方式，参与长期协议交易和竞争交易。

　　2017年以来广东先后公布四批售电公司目录企业名单，涉及112家售电公司，截至6月，广东共有322家售电公司进入市场，数量位居第一。

　　2016年，广东电力交易中心组织了3~5月的三次月度电力竞价交易，交易电量达39亿千瓦时。其中，第三方售电公司的成交量为28.4亿千瓦时。

　　正是这三次交易，让售电公司得到超预期的盈利，引发了业内广泛关注。

　　在前三次竞价交易中，售电公司获得巨大利益，出乎各方预料，反响强烈。特别是被代理的大用户深感震惊，纷纷找到售电公司、主管部门、省领导反映情况。业内有意见认为，售电公司而非大用户获得了大部分的改革红利，这与市场改革初衷存在一定差距。

　　在广东集中电力交易中，供需双方的实际对应关系被交易规模限制硬生生隔开，双方报价均主要围绕本侧其他竞争对手而展开，而实际上，广东省乃至全国的实际供需情况均为供应大于需求，电源严重过剩。

　　因此广东经信委及南方监管局设置的交易上限对发电厂的竞价策略影响不大，供应侧反映了实际的供需情况。而需求侧的情况较为特殊，成交规模上限的设置使得需求侧呈现供不应求的状态，与现实情况相悖，导致需求侧需要考虑到成交电量问题，报价策略偏向保守。

　　由此看来，广东这种“低买高卖”的交易模式难以持续太久，其他省份出于“发用电有序放开”的考虑，虽然会继续采取这一模式，但也只是充当一个短期过渡的作用。

　　“广东展开竞价最早，其交易规模在全国也最高。像去年价差非常大，这源于当时的电力市场环境是供大于求，煤价还没那么高。但今年的市场环境已然变化，煤价成本居高不下，发电企业的让利空间也在不断收窄。无论是出清还是价差，最后价差的范围将不断缩小，这是一个大的趋势。”华创证券能源电力研究员王秀强对记者分析。

“还应看到，在今年第一季度偏差考核的过程中，广东有不少企业严重亏损，有的甚至一蹶不振。偏差考核作为系统电量平衡的补充手段，是一个创新，但是缺陷也是十分明显的，甚至是不公平的。”中国电力企业联合会行业发展与资源节约部副主任薛静向记者分析，“要明白，电力具有曲线波动特性，不以个人意志为转移。全年、季度的电力供需总体可以预测，月度会有波动变化，但具体到日、天气、水情、政策、工业生产、全球物流、国内乃至全球市场等诸多因素都可能会交织影响，出现电力供需突变的情况，而这导致售电公司因此受到考核惩罚，我个人认为属于市场粗暴行为，规则确实有失偏颇。”

　　如何弥补曲线的瞬间变换？在其看来，现货市场是关键。

　　“有人说‘没现货，不市场’，道理是对的，但现货市场需要一个相对漫长的培育过程。中国现在确实不具备全面、全方位开展现货交易。”薛静补充道，“因此，今年一个重要目标就是能否启动以及扩大现货交易试点。”

　　除广东，贵州也是拥有全国最早一批新兴民营售电公司的省份。在中发9号文出台前的2015年2月，贵州就成立了全国首个电力交易中心，成为全国首批省级电网输配电价改革试点。然而，仅仅两年时间，这批最早进入售电试验田的民营售电公司，越来越多出现了沮丧的情绪。

　　“现实很尴尬，未来仍有曙光，只是不知道曙光何时到来。”一家贵州的大型民营售电公司负责人李革（化名）的这句话代表了很多与其类似处境人士的心声。李革尽管沮丧，但仍在积极开拓市场、坚守阵地；而贵州的不少独立售电公司则开始寻求转让，考虑退出售电市场了。

　　问题出在了哪里？李革认为，这与贵州电力交易中心由南方电网一家独大的股权设置有关。“交易中心平台对我们总是时不时地制造一些障碍，让民营售电公司交易困难。”李革忿忿不平地说，“再这么下去，我看这场售电改革的试验田就要荒废了。当务之急就是要加强对电力交易中心的监管，不能放任其一家独大。”

关于电力交易中心的股权博弈，记者曾在去年的11月刊进行过详细梳理。然而，时至今日，多数省份电力交易中心管委会仍形同虚设，并未发挥实质功效。

　　“售电侧改革‘吃螃蟹’的性质有点像当年改革开放，国家领导人在深圳画个圈以后，吸引了一批社会资本、民间创业者蜂拥而至，探索中国特色的市场经济模式。”薛静说，“通过现行的广东、贵州、云南、内蒙等地电力交易试点，也让其他省份入围者看到，原来搞售电不仅有红利释放，也有亏损的风险存在。”

独立售电涌入

　　2015年1月，全国首家售电公司——深圳市深电能售电有限公司注册成立。

　　作为全国首家工商注册的售电公司，“深电能”注册资金2亿，主要股东为深圳市国电能投资合伙企业、比亚迪和科陆电子。

　　值得关注的是，被称为“中国首家售电公司”的“深电能”法人代表江克宜，曾是深圳市供电局罗湖供电分局局长。其不仅是输配售电环节技术和管理方面的专家，在电力营销方面也有较深研究，甚至还拥有新能源业务背景。

　　作为一家民营独立售电公司，“深电能”在广东前几轮集中竞价中表现出色，与管理者专业的能力可说是有着密不可分的关系。

　　“非发电企业背景、不拥有配电网经营权、仅开展向用电客户售电业务的民营售电公司，一般较积极主动。以广东省为例，在已成立的售电公司中民营企业占到近七成。”上能电力集团有限公司一位不愿具名的从业人员向记者分析，“他们一般业务模式简单，通过在电力交易市场中购买电量，出售给用电客户，赚取利润。”

　　“也应看到，由于同质化竞争，易出现低价恶性竞争局面。加上客户忠诚度低，流失现象普遍严重。”该人士透露。

　　购电报价策略，直接决定了售电主体的利润空间。每度电获利空间仅2厘、电力卖价低于进价，从已推行售电公司入市的部分省份实践来看，“打价格战”现象并不罕见。

　　“售电公司有点儿像房屋中介，没啥核心竞争力，只有靠价格战。”一位售电公司负责人坦言。

　　从记者拿到的山西电力交易市场最新一份《2017年7月月度电力直接交易情况分析》表来看：此次交易参与申报的电力用户和售电公司共计 86 家，总申报电量 29.24 亿千瓦时，最低申报价格 256.4 元/兆瓦时，最高申报价格 320.5 元/兆瓦时；成交的电力用户(含售电公司)最低申报价 310.58 元/兆瓦时（含 310.58 元/兆瓦时），低于此报价的 6 家售电公司和 15 家独立电力用户未成交。而发电企业的申报价多集中在 294 元/兆瓦时左右，占比超过 95%。

　　“6月差一点点就成交了，差了不到半厘。”谈及上个月在电力市场因报价的失利而错失买电的契机，张鹏显得很无奈。“从报价来看，售电公司肯定不知道底牌，但可以看到发电企业上个月报价多集中在294 元/兆瓦时，占比超过95%，这很明显，应该是发电厂坐在一起商量出的价格。”

　　事实上，早在今年3月，国家发改委反垄断局会同省反垄断局约谈山西省电力行业协会和省八大发电集团，拟对行协罚款50万元，对51家发电企业罚款约1.8亿元，被称为“全国电力价格垄断第一案”。

　　与此同时，随着各地直接交易规模的不断扩大，发电企业屡次被当地用户爆出在市场竞争中串谋以形成稳定而小幅降价，但迄今为止却鲜有省份给“串谋”或“垄断”敲下实锤。山西是最早的一例。

“对于售电公司而言，是在过去传统、封闭的电力系统中增添了一个新的环节，这个环节是最活跃部分，并不断刺激着发、输、配、供、需各环节，极有鲶鱼作用。这个环节介入，自然也希望获利，但这个利哪里来？要么发电侧腾出空间，要么供电侧腾出空间，要么经刺激后系统各环节自身革命减少成本。由此可见，售电环节的出现必然导致各种各样的问题和矛盾，这是一个利益博弈的问题。售电公司夹在其中，可谓四面楚歌。”薛静分析。

　　“要明白电力不是普通商品，不是农贸市场里卖的白菜，白菜今天不吃，可以吃萝卜，电力必须有瞬间平衡关系，供需失衡时没有库存调节、没有其他产品临时可以替代。”薛静坦言，“如果一家售电公司仅仅依靠吃差价模式进入市场实现盈利，这肯定是暂时的。因为你没有能力应变电力供需瞬间失衡局面，也就不能在售电市场掌控自己的盈利能力。要么有电力资源调节能力，要么有用户负荷资源可调节，这样的售电公司才能避免在市场吃大亏。”

　　不过，现阶段的独立售电公司也并不都是悲观情绪。东旭蓝天新能源股份有限公司（000040.SZ，下称东旭蓝天）管理层对其售电业务的现状和未来均表示乐观。

　　该公司现拥有河北省永清县产业园区和易县经济开发区82平方公里的项目开发权，其还计划在华东地区和珠三角地区分别布局一个工业园区的智慧能源项目。“我们在园区里做售电，利用微电网，做到发电、配电、售电一体化。” 东旭蓝天董事长朱胜利对记者说。

　　谈起与其他独立售电公司的不同之处，朱胜利说，如果一家售电公司把自己定义为电力贸易企业，那么一定会命运多舛，从它出生的那天起，其历史使命就是等待终结的那一天。试想，要从大型发电企业手里拿到低电价，再让你高价卖给发电企业之前的客户，这种美事岂能长久？“我们的售电是在园区里面给客户提供一个能源的解决方案，既供暖供热，又带动电力销售。因此，我们售电公司不是简单把电从别处批发下来，再零售给用户，而是在我们自己的工业园区里打造发—配—售电一体化的模式。”

　　东旭蓝天的售电业务从去年开始申请，至今已获得五张省级电网的售电牌照，目标是20%以上的纯利润。“从现在情况来看，我觉得有很大的概率能够实现目标。”朱胜利说，“今年只是开始售电业务的第一年，未来随着我们更多工业园区的落地，我们的售电业务还会有很大的增长潜力。”

　　由领航智库牵头撰写的《售电市场建设与商业模式设计研究报告》中，也明确指出：独立售电公司的优势在于，在政策尚未完全明朗的改革初期，运行成本更低，财务压力更小。但由于没有任何的电力资产，它对购售电的技巧的要求也更高。未来，独立售电公司的优势将更多地体现在成熟期的增值业务竞争阶段。

发电企业布局

　　6月27日，四川电力交易大厅，四川省售电公司市场注册正式启动，16家售电公司向电力交易中心提交注册申请。

　　在现场见证了这一时刻的国电大渡河新能源投资有限公司总经理姚福明感触颇深，两年时间过去，他终于看到了进场交易的曙光。

　　“一直在热身，做各种准备，就等入场时间。”姚福明说。

　　据悉，成立于2011年的国电大渡河新能源投资有限公司，是国电大渡河流域水电开发有限公司的全资子公司。作为四川省内统调最大的发电企业，售电已是转型方向之一。

　　事实上，作为中国第二大发电公司、中国最大的风力发电企业，国电装机大都分布在可再生能源富集地。为了开发风电，国电近年来将不少装机安装在了三北地区，与其他发电企业相比，整体布局重心偏向于西北和东北。这使得其装机经常受到当地经济和送出线路的约束，因此，对于国电来说，在目前东部电力装机已经比较饱和的状态下，占领当地市场的最好机遇之一，就是抓住售电侧改革机遇。

　　记者梳理发现，“五大四小”发电集团中，除国电集团积极在售电领域开始布局，其余几家均在涉猎，并各有侧重。

　　作为全世界最大的发电企业，华能在清洁煤电方面投入较多。其在可以选择投资其他电源的情况下，仍然对煤电板块保持了持久的专注。但煤电资产占比过高，受煤价波动影响也较大。而华能想要对冲煤炭量价双升所带来的风险，就需要想办法进入下游的售电市场，实现电力量升价少的目的。

　　作为中国最大的天然气发电企业，华电则在比较小众的天然气发电领域投入颇多。但因气电项目难以盈利，对其而言，在成本难以控制的情况下，需要借助售电来改变项目的盈利模式。而通过在弃水严重的地区组建售电公司，则可以通过市场交易多获得计划以外的电量，使得电厂的边际电量能够成为售电公司的收益。

　　负债率十分显眼的大唐，即便在连续五年下降之后，依然位列五大之首。这一现象的主要原因源于大唐的营业收入难以覆盖其巨额的扩张成本。在发电板块独木难支，其他行业又因经济大环境低迷而普遍不振的背景下，被业内视为“新增长点”的售电业务无疑成为大唐集团目前的救命稻草之一。

　　在“弯道超车”的要求下，国电投在全国密集布局20多家售电公司，并通过简政放权来给予省级公司更大的自主权力，从而加快各省售电公司的应变能力。

　　在国家电网公司能源研究院战略研究所所长马莉看来，发售一体的公司将大有可为。

　　“从国际经验看，发售一体化公司在售电市场中占据重要份额，如英国六大发售一体化公司售电市场份额在87%以上，新西兰五大发售一体化公司售电市场份额约95%。”马莉说。

　　据不完全统计，目前国内成立的售电公司达上万家，具有发电企业背景的售电公司约占总数的五分之一。

　　“发电央企进入售电领域是未来的普遍形势，且在资金、技术、管理上均具优势，未来将成为售电市场的主力军。”华电集团公司副总法律顾问陈宗法对此坦言。

　　然而，也应看到：“五大四小”发电央企积极布局售电的同时，一些由传统发电企业投资的售电公司却悄然注销、默然离场。

据记者了解，一家由上海的大型发电企业控股、在安徽注册成立的售电公司已于近期注销。该售电公司的股东除了有上海的发电企业，还有安徽当地的煤矿公司。其售电公司的主要负责人由上海的发电企业派驻。

　　但是，经过一年多的运作，该售电公司却未能开展任何实质性交易，加上对售电前景的悲观，该售电公司负责人主动向控股股东提出辞呈。而上海的发电企业似乎也没有精力和希望再在售电业务上有所突破，遂注销该售电公司。

　　“发电企业和电网企业仍是售电侧改革的最先受益者。”一位不愿具名的业内专家向记者坦言，“若干公司中途离场仍属个例。对于发电企业而言，售电市场仍有较大赢利空间，再不进入就晚了。”

增量配网争夺战

　　作为一类昂贵的重资产，配电网将不可避免地打破原有的利益格局，使售电公司和各利益相关方的关系发生变化。

　　2016年9月7日，河南、新疆、山东、湖北、四川、辽宁、陕西和安徽8个省级区域电改综合试点获批，这些地区的电力体制改革综合试点方案中提出“鼓励社会资本投资增量配电业务”，并指出国网公司以外的存量配电视为增量配电。

　　按照《有序放开配电网业务管理办法》及《国家发展改革委国家能源局关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，增量配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220(330)千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局域电网，不涉及220千伏及以上输电网建设。从定义可以看出，增量配电网不属于省级输配电网，而是局域电网，是省级配电网供应的一个特殊大用户，即一个具有配售电网的用户。

　　对于售电公司而言，投资建设配电网犹如一把双刃剑。

　　一方面，它是售电公司进入售电市场的重要入口，如果能同时拥有优质的配电网资产，那么在渐趋白热的同质化竞争中就会加分许多。

　　另一面，如果配售电公司对线路的管理能力还没有电网可靠，三天两头停电，维修服务也不及时，那不仅会给客户带来极大的损失，也会对配售电公司自身的声誉与发展产生难以消除的负面影响。

　　以贵州省贵安新区的售电改革进展为例。

　　贵安新区是国家批准设立的中国第八个国家级新区，位于贵州省贵阳市和安顺市结合部。根据贵州省电力体制改革综合试点方案，贵安新区直管区470平方公里范围内配电业务被划定为增量，由贵安新区管委会、贵州电网公司牵头组建混合所有制的配电公司开展配电网的投资建设。其组建的贵安新区配售电有限公司持股比例为4:3:3：贵州电网公司占40%，贵安新区管委会下属投资公司占30%，社会资本占30%。

　　有知情人士对记者透露：“贵州电网方面表现强势，地方政府投鼠忌器、也缺乏有力的问责，所以贵安新区的增量配电业务至今几乎没有任何进展。新建配电网利益纠葛复杂，各方僵持不下，目前贵安新区的电力供应仍停留在过去的水平，售电侧改革也就无从谈起。”

　　对此，记者尝试联系贵安新区配售电有限公司相关负责人希望采访其目前的状况，但对方表示公司刚成立不久，存在问题比较多，目前还尚无实质进展。

　　不过，对于本身拥有大规模配电网的非电能源央企而言，依托配电网资产成立配售一体的售电公司，却是其从客体地位向主体地位转变的关键一步。

　　2016年9月26日，中石油集团宣布大庆油田售电有限责任公司（以下简称“大庆油田售电公司”）正式成立，注册资本金22000万元。3个月后，大庆油田售电公司正式获得国家“电力业务许可证”。

　　作为我国最大的油田之一，大庆油田拥有全国最大的企业电网和中石油最大的企业自备电厂，增量配电网拥有近30万居民、社会企事业单位和商业用户，年供电量达13亿千瓦时。

从成立售电公司开始，该公司就积极与黑龙江省物价监督管理局核定大庆油田电网配电价格。但是，“目前黑龙江仍未完全落地售电相关政策，因此，大庆油田售电公司尚未正常开展日常业务。”知情人士向记者透露。

　　另据了解，中石化在胜利油田成立的售电公司，以及中海油在广东依托气电集团成立的售电公司目前也均处于前期准备阶段。

　　尽管配电领域投资将会对社会资本放开，但电网企业似乎已经明确，将会尽力抢下所有的新增配网资产。2016年12月5日，国家电网公司在北京召开发布会，明确将通过混改形式，以省级电力公司作为投资主体，参与增量配电投资业务。

　　这是由于配网放开直接触及到了电网企业的核心利益。首先，配网的建设运营原来是电网垄断，放开后增量市场势必被瓜分，如果开了这个头，未来存量市场也有被整合和改革的可能；其次，一直以来，配电网的建设、运营、维护等均由电网公司承担，其中的各项成本并不清晰，有些利润交叉承担了两轮电力改革成本以及社会责任，有些是投资过度对冲了成本，而在社会资本进入配网后，电网的成本将被严格监管。这也是为什么配电侧改革阻力大于售电侧放开阻力的原因之一。

　　“增量配电和售电是两码事，一旦电网企业成立售电公司，就必须将配电业务和售电业务分开核算，把市场竞争性业务剥离。”薛静说，“但从多元化投资角度来说，电网公司成为配售电公司股份混合所有制的一方参与投资也在情理之中。”

　　事实上，自从9号文下发后，对于电网能否参与竞争性售电问题的争论就一直没有停止。人们一直担心售电领域会像三桶油一样，跟民营企业争抢下游的加油站，使得社会资本没钱赚。

　　而关于“配售一体”、“发配售一体”的售电模式，业内一直也有不同的争议。反对者认为，尤其是发配售一体形成新的“小垄断”，与放开两头、关注中间的思路不符合；而支持方则觉得，在电力市场培育阶段，应该允许不同经营方式的主体存在，以激活电力市场。

　　不过从最新出台的两份配套文件来看，显然是后者得到了支持。

　　据悉，除电网企业存量资产外，拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等开展售电业务热情高涨。

　　“德国、澳大利亚将配售电完全分开也花了十余年时间，可以预见，未来5-10内年，‘配售一体’、‘发配售一体’的售电公司仍将获得政策支持。”上述专家向记者表示，“与此同时，电网系售电公司和监管部门之间的对弈也将持续。”