售电公司发展前景「学前教育行业现状及发展趋势」

今天带来售电公司发展前景「学前教育行业现状及发展趋势」，关于售电公司发展前景「学前教育行业现状及发展趋势」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

国家为什么要实施电改？

一、确立市场经济主导地位，顺应WTO世贸组织规则要求。

市场经济特征：价格随供需情况波动；顾客有交易选择权。我国电力、自来水供应长期以来均为一家垄断，价格恒定无波动，为社会诟病，该种垄断体制将被逐步破除。）

二、通过市场手段调整能源结构，大力发展核电、风电、水电、光伏等可持续发展清洁能源比例。

（清洁能源成本远低于以煤和石油焦为主要燃料的火 力发电成本，如水电成本仅8分/度，核电成本仅18分/度，火力发电成本近45分/度。且火力发电环境污染话大，是我国大气雾霾污染元凶之一。目前国内电力供应各省价格不一，西南水电、西北光伏过剩却无法东送及南下，国家将通过电力改革打破各省及“五大电网”格局，实现清洁能源东输和南下的目标。）

三、打破垄断，保障公平，促进服务质量提高。

（“电老虎”之称由来已久，高度垄断独此一家的生意，提高服务质量难度大。）

四、降低企业生产成本，提高企业竞争能力，促进经济发展。

（目前国内企业生存压力大，国家有意为工商企业多方减负，除启动电力市场化改革外，自来水等原来由独家供应的各类改革亦将陆续启动。）

中国电力改革进程：

2002年，国务院下发国发【2002】5号《关于印发电力体制改革方案的通知》，总体目标是“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”。但实际上该轮改革只完成了前两步：厂网分开、主辅分离。后两步由于存在交易机制缺失、价格关系没有理顺等诸多问题，未能实施。

2015年3月15日，中共中央、国务院【2015】9号《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》下发，新一轮的电力改革拉开帷幕。新一轮电改由党、政联合发文，这一点与13年前国务院行政一方发文不同，显示了国家对推行电改，破除改革阻力的决心，此轮改革被称为“新电改”。

2015年下半年，新电改6个配套文件陆续出台：《关于推进输配改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》，配套文件的出台为新电改彻底铺平道路。

企业参与电力改革是否需要投入？

电政策是国家给企业的政策红利，是帮助企业减负的。用电企业和售电公司签订《购售电合同》，并提交相关资料，由售电公司到区、市、省逐级申请、审批。

一、不需要投入资金作电力设备线路进行改造；

二、不需要变更供电所、电费交款帐号，原用电方式一切照旧。

三、参与电力交易的审批备案、竞价交易均由售电公司负责完成。

四、用电企业节省的电费在次月度电费单中以“退补电费”的方 式体现。

企业买了售电公司的电，供电局不高兴了怎么办？他断我的电一天损失都很大！

国家已经把原来的供电局一分为二，分别是发电厂和南方电网。南方电网是网输企业，只管输送电力，安装维护线网和计量收费。不管是发电厂的电还是我们售电公司的电，都不是南方电网的电，只是走南方电网过，每输送一度电南方电网只收网输费0.16元，就象高速公路收费站，过一辆车就收一辆车的过路费一样，不管谁家的电，南方电网都是一样收钱。

电改是国家政策，广东省经信委、能源管理局为改革保驾护航，供电局和南方电网都是电力改革的审批者和参与者，任何部门用行政或垄断手段阻止企业选择市场化用电，举报一宗必处理一宗。而且现时干部政策水平都很高了，不会明目张胆做违反政策的事情。

新电改培育私人售电公司 成立电力交易所

在电力市场售电侧市场化改革的进程中，仅抓购电大用户还不够，按照国际经验，针对其他中小用户，在我国电力市场的拓展中，另一重点是应将电力体制改革与金融体制改革相结合，引入民营资本，培育出买电的目的是为了进一步交易的售电经纪公司等中介机构以及电力期货交易所，推动混合所有制经济的发展。

首先，私人售电公司的成立可以我国《公司法》为依据，由电力监管部门在各地的分支机构做出运营资格认定成为电力市场新的载体，扮演市场基层营销的主要角色。它们一方面可以为大用户进行电力产品经纪服务，另一方面还可以将居民家庭、学校、医院、政府部门等单位的用电服务及销售统一组织起来，真正在用电侧实现多买多卖的市场体系，使得我国的电力改革真正通过双侧竞价使消费者和用户得到质优价廉的产品和服务，享受来自竞争的繁荣。其中，私人售电公司的经纪人和职业经理人最好由熟悉电力工业特点、有一定电力企业从业经历的电力辅业和多种经营分离出来的人员或退休人员担任，不仅有利于私人售电公司拥有通过电力市场专业化分工培育出的职业售电队伍，提升专业化程度，也能够更好地进行电力预测，帮助用户判断并承担一定的电力运行风险，维护市场稳定。

其次，在当前中国电力市场的改革与建设过程中，仅将着眼点局限于传统思路、陷入是构建全国性质的还是大区一级或省级电力市场纷争的做法并不可取，笔者认为应将电力市场建设的视野放得更宽，从国际先进经验中探索新路，并结合国情为我所用，才能真正提升中国电力体制改革的层次。

1996年美国率先在纽约商业交易所中引入电力期货交易，接下来的数年里，英国、德国、法国、波兰、澳大利亚等国家都根据需要相继建立了电力期货交易市场，可以说国外的电力期货市场已经十分成熟。

因此，在新一轮改革即将起步之时，中国电力监管部门应尊重国际发展规律，充分重视电力市场化改革与金融改革的配合，参照中国证监会下设股票证券交易所和期货交易所的模式，成立从事电力现货、远期现货及期货交易的电力交易所。下一步改革可根据电力产品属性，引入资本经营概念，类似于目前我国商品期货交易所的形式，由电力期货交易所开发不同品种的电力交易产品，并最终过渡到电力的金融交易所模式。

运用市场手段通过电力远期现货和期货交易所搞好电力预测，取代发改委的不预测和瞎预测，探索我国电力市场解决电力不是“多了多了”就是“少了少了”的新路子。

国内售电公司现状及业务发展方向：向“售电 ”模式转型

电改“9号文”拉开了新一轮电力体制改革的大幕，其中售电侧改革是本轮改革的重点任务，也是备受业界关注的焦点和热点。电改“9号文”及配套文件提出向社会资本开放售电业务，多途径培育售电市场竞争主体，放开准入用户的购电选择权。全国各省区陆续出台了相关政策，从市场准入、交易规模、市场结算、信用监管等多维度提出实施方案，为售电侧改革提供了重要支撑，推动售电市场主体逐步增加、市场规模逐步扩大，初步形成了市场竞争的格局。但售电公司经营情况却参差不齐、相差较大，多数售电公司经营困难、难以为继，市场改革的持续推进对售电公司运营水平、经营模式、发展方向提出了更高的要求。

售电市场现状

以2016年3月广东省13家售电公司获得市场准入为始，售电公司如雨后春笋般相继在全国落地，全国注册售电公司的数量由2016年的295家，迅速增加到目前的近万家。随着各省售电市场对工业用户准入门槛的降低或取消，市场主体不可或缺的组成部分——电力用户企业数量激增，部分省份甚至放开了商业用户的准入，即除保障性用电外全部放开，进一步激活了市场，激发了企业参与售电侧改革的积极性，也导致市场竞争进一步加剧。

目前全国各省售电市场交易品种不一，一般为年度交易、月度交易等中长期交易为主，合同转让交易、跨省跨区交易及其他交易方式为辅；部分现货交易试点地区交易品种则为“中长期 现货”为主，其他交易方式为辅，现货交易规模约占市场交易总规模的10%～20%，中长期交易规模一般占70%～80%。

2016年售电公司入场初期，其利润主要来自“粗暴价差”及中小用户信息获取能力差带来的高分成（服务费）。这也是不具有发电、电网背景的售电公司（大多数为民营售电公司）获得利润进而生存的主要手段，他们依靠自身资源获取电量、用户及可观的分成比例，取得了较好的经营业绩。因市场初期主要以长协电量为主，有电厂或电网背景的售电公司具有先天的优势，有较大部分售电公司因无法在发电侧获取签约电量，导致无法进行交易，因此，有50%以上获得市场准入资格的售电公司没有开展市场交易。随着规则的完善、交易品种的丰富，这一现象略有改观。

随着改革的推进，信息政策逐渐透明，交易品种逐渐增加，发电侧“行业自律”逐渐松散或解体，用户行使购电选择权（询价或招标）意识提升，市场竞争加剧，售电公司收取服务费（分成）比例越来越低，尤其有电厂背景的售电公司甚至以巩固、扩大市场份额为目的，向客户采取零分成的方式开展交易，抢夺客户资源。售电公司之间的竞争更加激烈，导致服务费比例大大走低，压缩了售电公司的盈利空间，导致售电侧获利分化明显，加速了售电公司的洗牌，初期吃“差价”的模式难以为继。即使增加现货交易品种，交易规模一般也只有10%～20%，不能从根本上缓解售电业务的压力。电力现货市场在竞价决策、偏差管控提出了更高、更专业的要求，同时也提供了机遇。选准目标客户群体、建立比较优势、加强用户用电特性和数据分析，提供经济高效的节能增值服务方案，是售电公司发展方向之一。

售电公司业务发展方向

发挥自身优势，做精售电业务

电力市场化建设加速推进，电价灵活性特点表现得越来越充分。电力零售市场建立健全，售电公司对于用户管理的需求日益升级。售电公司一定要做好“三率”工作，即：市场占有率、客户保持率、新用户增长率。在售电业务区域内深耕，增强与客户的沟通交流，把握客户需求，以更加灵活多变的营销策略，增加客户黏性，充分了解用户的分时负荷特性，才能有效保障售电公司的效益和管控风险。结合用户的能源需求和经营目标，掌握用户的能源消费规律，对客户群体进行细分，为用户设计、推荐和提供个性化的套餐式电价服务，以用户需求为导向的服务型售电公司将走得更远。

具有发电背景的售电公司关键还是要帮助自身的发电企业卖好电，售电业务是具有发电背景售电公司的长远核心业务。有发电背景的售电公司具有天然的对冲优势，发电集团的发电批发收入与零售收入可能此消彼长，实现风险对冲控制，如果发电集团充分发挥自身对于电力生产的理解和对信息的获取优势，将科学的中长期合同与现货报价相结合，甚至可以实现双丰收，同时，通过零售侧切入用户用电用能服务，或许对于发电集团而言更具长远意义。

向“售电 ”模式转型，做强增值服务

不断增加的市场主体，不断缩小的价差，使得售电侧市场竞争日趋激烈。一味专注于购售电交易不再是售电公司的生存之道，仅靠吃“差价”模式难以为继，各类售电公司必须依赖自身优势逐步向“售电 ”模式转型，打通增值服务上游供应链，建立增值服务“生态圈”，提升客户用电数据分析能力，为用户提供增值服务，如检修维护、能效分析、节能服务、能源代管等业务，增强售电公司自身“造血”功能。

顺势而为，做大综合能源服务业务

在能源变革新时代发展背景下，能源企业从生产型向服务型转型发展已经成为全球性趋势。我国在能源战略、规划、财政、价格、税收、投融资、标准等诸多方面已经出台和实施了为数众多的综合能源服务发展相关支持政策，能源领域的体制机制改革也在加快推进中，这为综合能源服务的发展创造了良好的政策环境。在政策、资本、市场的共同作用下，我国能源技术创新进入高度活跃期，新的能源科技成果不断涌现；以“云大物移智”为代表的先进信息技术正以前所未有的速度加快迭代，并加速与能源技术的融合；综合能源服务可望得到有力的技术支撑。综合考虑政策环境、技术支撑等因素，我国综合能源服务市场需求巨大，发展前景广阔，发展趋势向好。发展综合能源业务是能源企业转型的方向之一。售电公司具有客户资源优势，在进行售电业务过程中拥有发展综合能源业务的机会。企业或园区综合能源投资、节能工程、分布式能源、合同能源管理、储能、智能微网、多能互补等项目在“十四五”期间将纷纷落地，是有实力、具有专业优势的售电公司需要重点发展的业务板块，将为企业带来稳定的利润增长点，同时，增加了售电公司客户的黏性，从而与售电业务形成良性循环。

适时而动，做实增量配网业务

增量配网为售电公司基本锁定了其供电区域内稳定用电的客户资源，并便于其为相关客户开展增值业务或综合能源业务，从而可为售电公司提供稳定的业务收入。

“十三五”期间，全国共批复四批增量配电改革试点项目404个，但取得实质性进展的试点项目相对较少，增量配网改革进展相对缓慢，主要原因是增量配网多在新规划园区，起步阶段园区内入驻企业很少，进驻企业总体规模发展不确定性大，配网建成初期投资没有回报或回报率较低，风险较高；另外存在若项目没有发电业务，没有便宜的电力来源则很难盈利，以及供电区域划分、存量和增量问题、大网和小网关系问题、近期与长期问题、配网内资产归属问题等，一系列问题影响了增量配电改革试点项目的推进。预计在“十四五”期间，国家将针对目前存在的“痛点”出台相关方案，推进增量配电改革进展，有实力的售电公司在条件合适的情况下应优选项目、落子布局。

售电公司一定不是简单的赚取价差，随着售电服务和业务不断升级，以及竞争的加剧，售电公司应该具备全面有效的客户研究及精准服务能力，以更加灵活多变的营销策略，更具个性的增值服务，更加合理的电价构成以及更加多样化的盈利模式，做精售电业务，为增值服务、综合能源业务开发提供客户资源和平台支持。开展增值服务是目前售电公司生存乃至转型发展的途径。随着“十四五”期间电力体制改革相关政策的完善、加码，售电公司可通过开展综合能源服务业务，帮助电力用户降低单位能耗，以此获得更大的生存和发展的空间。

2020年 电力体制改革怎样深水前行？

2015年，中发9号文发布，正式开启了我国新一轮电力体制改革序幕，放开了配售电领域，启动了电力市场建设。回首电改五年，有哪些成绩值得肯定？

可以看到的是，输配电改革、电价市场化、增量配电网、统一电力市场的建设等各方面都迈出了实质性进展的步伐，9号文规定的各项任务都在推进之中。

五年来的重要进展

电力体制改革的五年来，市场化交易规模不断扩大，输配电价改革实现全覆盖，初步建立了科学规范透明的电网输配电价监管框架体系，通过电网成本监审和输配电价核定，逐步建立起了独立的省级电网和区域电网输配电价体系。各电力市场试点单位交易机构组建工作基本完成，为电力市场化交易搭建了公平规范的交易平台，交易规则和交易机制逐步完善，交易品种逐步丰富，市场主体参与意识逐步增强，增量配电改革试点分批推进，售电公司雨后春笋般涌现，省级电网输配电价改革基本完成。全国绝大多数省区在电力市场建设上都取得了突破。

总体而言，新一轮电改走向持续纵深阶段。

发用电计划全面由市场说了算

2015年以来，作为新一轮电改“放开两头”最重要的一个环节，发用电计划放开的改革以小步快走的方式展开。其中，2017年3月明确“逐年减少既有燃煤发电企业计划电量”；2018年7月“全面放开煤炭、钢铁、有色、建材四大行业用户发用电计划”。2019年6月，宣布全面放开经营性电力用户发用电计划，改革终于迈出关键性一步。经营性用电、发电将不再计划，全面由市场说了算。

电价机制进入竞争环节状态

2019年，国家对煤电上网电价机制作出重大调整，延续了多年的煤电上网标杆电价退出历史舞台，煤电联动机制也随之取消，将原有标杆上网电价机制改为“基准价 上下浮动”的市场化机制。过渡期，基准电价按当地现行燃煤机组标杆上网电价确定，浮动范围为向上10%、向下15%。电力现货试点地区不受浮动范围约束，其他地区市场化交易参照执行，对于仍由电网企业代理用户对应的优先电量仍然采用基准电价结算。标志着我国的电价机制已经进入了竞争环节状态，在价格基本制度层面全部放开。

8个现货试点稳步推进中

电力现货市场作为电力市场的重要版图，已经走出了坚实的轨迹。2017年8月，国家发改委、国家能源局选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批电力现货市场建设试点。

2018年作为“现货元年”，各地都相继开展电力现货市场试运行，取得了许多宝贵经验。2019年电力现货市场建设取得突破，国内首批8个电力现货试点已全部进入结算试运行阶段。随着我国电力体制改革的不断深化和中长期电力交易机制的不断成熟和完善，我国电力现货市场也将逐步正式启动、运行。

2020，电改怎样前行？

2020年是电改“9号文”发布的第五年，五年来电改在多个领域取得了突破进展，输配电价改革实现全覆盖，中长期交易市场基本成熟，现货市场试点正加速推进，增量配电业务改革逐步推动，辅助服务市场快速起步。

然而，电改进行的五年间，依然有一些遗憾值得总结：

1、公平公开的售电市场还没有真正建立起来，一些地区仍然有垄断抱团的现象出现。

2、上有政策，下有对策。中央政策，在地方遭遇打折扣执行现象。

3、增量配电网如鸡肋一般，项目推进难，弃之可惜，食之无味。

4、绝大多数售电公司依然在走简单的赚价差盈利模式，抗风险能力低，以至出现大批退市潮。

尽管如此，我们还是可以满怀期待地希望2020年会更好：

2020年，电力交易规模将进一步扩大，随着经营性电力用户的全面放开，更多中小型用户将进入市场，全国各省区的交易规模将进一步扩大，国家电网将以更加开放的态度，加快推进增量配电改革试点落地见效，增量配电业务改革进入加速阶段，第五批增量配电业务改革试点近日将公布于众。交易机构股份制改造正在加速推进中，国家电网经营区域内11家电力交易中心增资挂牌进行中。2020年是电力现货市场的加速年，8个试点将在今年陆续进入连续结算运行阶段。甘肃已经率先完成国内首家完整月的长周期结算试运行，浙江、山东将于近日开启连续结算试运行。

可以预见，2020年，机遇与挑战并存，将是电力体制改革坚定深入推进的一年。随着2020年各省电力市场化交易规则的公布，可以看到，越来越多省市的售电公司开始参与电力市场交易。无论是对售电业务较了解的先行者还是初进售电圏的小伙伴们，都需要对电改政策文件有着深入的了解，惟有将政策内容了然于心，才能更好的把握市场，玩转市场。