售电公司怎么赚钱(售电公司注册条件及要求)

本报记者张英英吴可仲北京报道

11月初，立冬的前一天，全国多地迎来了2021年跨入冬季的第一场雪。而与之相伴的还有，热电公司应对寒潮天气提前供应的暖气。

但普通人很难想象，一个多月前，全国范围内由于原料煤炭供需紧张，价格上涨，热电公司出现了数十亿元亏损。而位居发电下游环节的售电公司的日子也不好过，有的亏损上千万甚至上亿元。

作为我国新一轮电力体制改革的产物，售电公司以赚取电价差为主要盈利模式，类似小卖铺生意。然而，之前面对煤炭价格走高坚挺、发电企业无利可让的形势，售电公司出现了批零倒挂的亏损情形。

“电价机制没有理顺，游戏规则没有出来，导致市场主体在交易过程中有很多不确定性，无法预测经营风险。踩对了就暴利，踩错了就有颠覆性、灾难性的后果。”九州能源董事长张传名向《中国经营报》记者形容，2021年是售电公司的“大灾年”。

在此背景下，10月12日，《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》）发布并指出，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户全部进入市场，并取消工商业目录销售电价。该政策被认为是可载入历史史册的电改新政，也为发售电环节的亏损缓解了燃眉之急。

新政满月，电价指挥棒已经开始改变电力市场中不同主体的生存境遇。张传名发文称，“售电公司的春天可能来了。”近期，像张传名一样的售电人又开始了忙碌，一边拓展市场、奔走于发电厂和用户两端，一边在等待着与上述《通知》主旨相衔接的交易细则出炉。

越过“大灾年”

广东是全国电力市场化交易最为活跃的代表地区之一，也是首批电力现货市场试点重点省份。深耕于售电市场的张传名已经在广东拼杀多年，他也见证了2021年售电公司如过山车驶向谷底的时刻。

此前，全国多地用电负荷居高不下，叠加煤炭价格上涨，且煤电市场交易电价又难以及时上浮，煤价与电价倒挂的局面，使得煤电企业“越发越亏”。如今，在相关部门的干预下，煤价已企稳回落。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海告诉记者，电力不是暴利行业，一度电也就两三分钱的利润，但是仅燃料成本一度电就亏损三四毛钱，矛盾非常突出。另外，出现前期煤价上涨情况时，部分长期协议执行又不好，煤炭企业一般要求随行就市，即可以供量但是价格随行就市，发电企业严重承压。

影响很快传导至售电环节。售电公司基本通过“吃价差”模式从市场获利，即从发电厂低价批发电价，高价卖给电力市场用户。但是，这个盈利模式却在2021年发生了逆转，出现了批零倒挂现象。

张传名向记者举例解释，售电公司基本上每年年底都会跟客户约定第二年的销售价格，多数电量会在同一个时期从发电厂（通过长协）购买，而约三成电量在月度内通过市场购买。如果年底购电价格为每度电四毛钱，卖给用户四毛一分钱，看上去每度电赚了一分钱，但是三成的电量在月度购买时，电价却由每度四毛钱变成了五毛钱，相当于三成电量以每度电五毛钱的高价购买却以四毛一分钱的低价卖了。

张传名上述提到的电力市场化交易涉及的正是目前我国执行的电力中长期交易和现货交易。其中，中长期交易市场包括年度双边、月度竞价等交易方式，现货交易是实时交易。目前，我国电力交易仍以中长期交易为主，现货交易处于全国试点阶段。

2021年，批零倒挂现象逐渐在全国范围内变得不再新鲜，发生于5月的广东电力现货交易更具代表性。

彼时，广东电力现货市场开展了为期一个月的结算试运行，受电力供需紧张、煤炭价格高涨影响，5月现货价格长时间高位运行，日前，实时均价分别为0.51元/度、0.57元/度，连续超过标杆电价。

某新能源企业的售电业务区域负责人王维（化名）向记者回忆，“今年5月广东售电公司亏得比较严重，当时现货价格高得厉害，早前规则已经制定，也就刚性执行了，随后的月内交易整体亏损减弱了。不过，今年售电公司付出了惨重代价，亏损上千万甚至上亿元的都有。”

2021年8月，来自广东电力交易中心发布的《广东电力市场2021年半年报告》显示，2021年上半年，161家售电公司中整体亏损面积为88.2%，净亏损3.1亿元。同时，5月的数据显示，161家售电公司累计亏损达5.09亿元。

华润电力人士告诉记者，由于缺乏价格传导机制，市场涨价无法及时传递至用户。因此售电公司签约用户越多，亏的越多。并且，以前发电公司让利给售电公司，到用户端电价都未出现超过标杆电价的情况，价格只降不涨。

“电价机制没有理顺，游戏规则没有出来，导致市场主体在交易过程中有很多不确定性，无法预测经营风险。踩对了就暴利，踩错了就有颠覆性、灾难性的后果。”张传名如是说。

如此背景下，上述《通知》应运而生。按照规定，全部燃煤发电电量进入市场，工商业用户全部进入市场，燃煤发电交易价格浮动范围扩大至20%，高耗能企业可不受20%的限制，电力现货价格不受限制。

益能购电力交易撮合平台政策研究员杨雨在接受记者采访时表示，“新政出台前，用户只接受负价差，但是新政出来之后，它传达出了电价可降可涨信息。同时，全部工商业用户进入市场，对于售电公司来说，市场主体又多了，市场化交易体量变大了，机会也多了，这让原本犹豫退出售电市场的公司又看到了希望。

如何“迎春”？

上述新政的出台，为售电公司创造了新的市场增量空间。然而，能否把握市场机遇仍需要经受多方面的考验。

从当前售电公司主要的盈利模式来看，商业逻辑无非“一买一卖”，利润很大程度上取决于公司对于电力采购时点的分析与判断，业内人士形象地比喻为炒股、便利店生意。

在王维看来，每年政策都是有变化的，能不能准确判断价格趋势，做到买、卖价格都有竞争力，保证两者之间风险可控，尤其重要。同时，这也与售电公司的关系资源、营销布局和内部管理等因素相关。

“像分时电价政策会要求售电公司结合不同用户的用电结构、用电习惯等因素，分时段报价，风险增大，难度增加。”杨雨告诉记者，基于政策规则进一步复杂化，售电公司通过对市场信息的有效获取和解读，通过数据分析和量化建模制定相应的交易策略和匹配用户需求的交易套餐，将会在未来电力市场中获得相当的优势，更能体现出售电公司链接发电与用电双边的价值所在。

近年来，随着电力体制改革不断深入，售电市场竞争逐渐激烈，售电公司在“吃价差”模式基础上逐渐丰富业务模式，开始探索增值服务，如节能服务、运维服务、智慧能源管理服务等，赚取利润的同时增加用户黏性。

然而，不可否认，目前国内真正具备提供增值服务能力或者在履行增值服务的售电公司仍然较少。付远波是云南量坤售电公司总经理，其公司代理的电力用户达4000家。在他看来，电改新政肯定是利好，但现实落地仍有挑战。目前售电公司专业度仍需提升，售电公司及售电从业人员对售电认知也仍处于初级阶段。

付远波认为，目前一些医院和学校也可以逐步进入电力市场化交易，他们具有自身的特殊性，管理更规范，他们关心的不只是节省电价成本问题，相比之下这些用电主体更需要科学的电力能源管理，在安全性、稳定性方面更需要专业介入。

不仅如此，售电公司也将承受优胜劣汰的市场考验。

袁家海向记者回忆，引入售电公司之初，煤炭价格很低，电力供应过剩，所以发电企业让利空间大，早期让利八分钱、一毛钱，甚至更高，那时称得上暴利。2016～2017年，全国有两三万家售电公司。不过，随着全国燃料成本上升，电力供应由宽松变紧张，售电公司现在已经倒了一多半了。

王维认为，售电公司的竞争力也正在形成比较明显的分化。他说，预测市场比较精准，经营状况会好很多，但看不懂市场且预测错了，就会差些。以广东为例，现在售电市场的门槛和成本也越来越高了，打造一个市场营销、交易、政策解读和风险把控都一流的团队已经很困难了。未来，自然有一些公司在优胜劣汰的环境下退出市场。

目前，我国售电公司主体主要包括发电企业背景的售电公司、电网企业背景的售电公司和民营型独立售电公司。大用户资源主要集中在发电背景、政府背景售电公司手里，中小型用户集中在电网企业背景和民营企业手里。

不同的售电公司的竞争策略与优势也不同。袁家海告诉记者，相比独立售电公司，发电背景售电公司拥有发售一体化产业链优势，电网企业背景的售电公司可以依托先天的电力用户资源，目前形势下发电背景的售电企业生存的会好一些。

“当真正公开公平的市场建立起来时，最为专业的独立售电公司肯定会做得更好，他们会真正将用户当父母。但是当市场垄断、还存在暗箱操作、权力勾兑，独立售电公司就不得不在夹缝中生存。”张传名表示。

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