售电公司 到底是干啥的？

不少人，包括我接触的一些领导，对售电公司的意义和价值都是存疑的。

售电公司的种类

根据电改政策，售电公司分为三类，

一是发售一体的售电公司，目前主要包括传统发电企业的售电公司，还有一些新能源发电企业的售电公司。

二是配售一体的售电公司，即拥有配电网的售电公司。

三是独立售电公司，包括民营售电公司，还有电网的综合能源公司（开展售电业务）。

售电公司的定位

根据现有的政策，售电公司是一种中介服务机构，它只是代表电力用户，与发电企业进行协商（双边协商），或者在市场中帮助用户购买电力（集中竞价），帮助用户签订“相对较低”的电价，并获取服务费。

如果按这个逻辑推导下去，售电公司的定位和市场政策之间就存在“拧巴”。

既然售电公司是一种中介机构，它赚取服务费，帮助用户尽量压低价格，且价格多低并不能成为某种硬性条款（目前售电合同中也普遍存在保底+浮动+损益分摊等变动价格形态）。

从安徽电力交易中心发布的政策看，超过行业平均利润后，超额部分的80%需要还给电力用户。

这就是对售电公司中介属性的最好解释。

就像房产中介所收取的服务费，行业规则（和监管政策）是有一个比例上限的，不能超过太多。

房产中介并不对房产交易价格负责，它只是撮合买卖双方，帮着协商一个房产价格。

但是另一方面，对售电公司要叠加政策性的“偏差考核”和市场化的“现货价格结算”的风险责任。

相当数量的售电公司组织了自己的交易团队，想从批发侧交易中进行套利。但目前的政策机制并不鼓励通过交易获取超额利润。

售电公司的意义，是不是只是低价电？

这个相对较低，就看和什么时间或者什么价格比。

有一些读者问题是：

如果电网公司的代理购电价格低于第三方售电公司，那么售电公司的存在意义是什么？

个人认为，在电力市场化不同的阶段，售电公司的定位和意义是不一样的。

市场化初期，售电公司解决了零售市场的营销成本问题。

电力市场化初期政策，可能会很大程度把用户推向市场，电网公司不再承担这些用户的电力销售服务，转向过网费模式。

当然电网企业“舍不得”这些客户，所以对不愿进入市场的，提供了“代理购电”的业务，这就是电网代理购电价格的由来，也是目前绝大多数售电公司的零售合同的价格参考依据。

对整个市场来说，这批客户是没有“营销成本”的，因为它本来就在电网的营销体系内。

但是对进入市场的客户来说，如何说服它和某家售电公司签约，是需要进行营销的，营销就是有成本的。

对于电网的综合能源公司（是一个独立的，没有电源的售电公司），以及发售一体的公司来说，它们开展营销活动的体制成本、营销成本是很高的，比如没有多余的用工名额去招聘营销人员，营销体系也不够灵活。

导致他们只能盯着“电力大用户”，一般是年用电量数千万乃至上亿度的客户进行签约，达到上级的营销指标即可。

对于中小型市场化用户，每个用户的营销成本几乎是一样的，所以这部分由第三方，主要是民营售电公司去开拓。

这就是目前电力市场零售端的主流形态，大多数第三方售电公司本质上就是发电企业、发售一体售电公司的“渠道”，用更低的边际营销成本去获客。

既然是渠道，拿的是渠道费（中介费），不承担交易风险，甚至出现一些灰色的营销费用，都是意料之中的事情。

这是市场化的初期阶段政策设计的初衷。

市场化中期，售电公司逐步承担交易风险

随着电力市场化的推动，尤其是现货市场的建设加速，售电公司真正开始进行部分电量的场内竞价交易。

对大多数售电公司来说，电量盘子分两块，一块是场外双边协商（售电-发电）确定的长期协议，比如大多数省份要求一定比例必须签长协，成熟电力市场中自然形成的长协电量大致占80%以上。

这是一个负荷预测中，长期、高概率出现（80～90%概率会有）的稳定负荷对应的电量比例。

剩下的10～20%波动部分，主要通过不同时长的场内竞价品种，比如月度、周、日前、日内进行平衡，以及现货的统一出清。

当这部分电量进入到短期交易市场，售电公司需要承担批发侧交易风险，就已经不是简单的中介模式，那也涉及到这部分电量产权-责任-收益的法律问题。

既然承担了交易风险，那么也对应交易利润，需要承认和界定这部分超额利润的合理性。

至少我接触的不少售电公司，都在积极的吸收和培养交易人才，积累交易数据和分析能力，在为这个阶段做准备。

市场对部分独立售电公司的印象，就会逐步从“搞关系、给回扣、两头吃”，转变成“靠真本事吃饭”的交易机构。

但是要推动这种转变，需要在电力用户（和部分地方政府）的观念转变（比如电力市场化不等于单相全时段降价）、电力法律法规和市场政策、电力市场机制设计和建设、电力市场公平透明监管、电网企业体制改革等多个方面协同推动。

市场化后期，繁荣的电力市场生态慢慢出现

到这个阶段，一方面是交易体系、交易品种大量丰富、交易市场也呈现分层、分级、协同的状态（就像资本市场，没有成熟的多元、多层级市场协同，资本市场的生态很难建立）

另一方面电力批发-零售行业会出现分化，部分售电公司专注于短期交易，部分售电公司定位于营销，部分售电公司选择多元发展（比如投资光伏、储能、微电网），部分售电公司定位于批发侧长期贸易。

电力零售的售电公司，也会呈现基于行业特性的分化（熟悉某个行业，专注某一类负荷的管理）。

有部分售电服务机构，不做售电，专业做上述各种售电公司撮合，以及提供各种场外配套服务。

慢慢的会有电力金融服务机构为售电公司提供金融支持服务，比如国外有专门做电力交易价格保险的机构。

有专门做电力多品种交易组合的公司（比如电力金融期货），也会有电力-能源多品种交易的公司（比如电力-煤炭-天然气多仓位多品种组合套利），甚至会有跨国电力交易。

到这个时候，电力市场化才开始呈现出专业化协同的局面。

电力市场化政策的最终目标应该是一个丰富多元，公平公开的市场生态培育。

所以，在市场化初期，大量电力用户还处于“电要从供电局买”的传统思维下，售电公司受到政策制约，在中介这个定位上出现的各种“水土不服”，也是正常现象。

但是我们也看到，售电市场化十年，有大量的售电公司和售电专业人士在培育客户，引导客户，创新产品和服务，培养自身能力，为电力交易进行准备，他们的努力和付出也值得肯定。

市场化不易，互相理解，共同努力。