2015年3月15日，《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)印发，标志着新一轮电力体制改革正式拉开帷幕。9号文明确提出稳步推进售电侧改革。作为本轮改革的一大亮点，售电侧改革直接面对广大的电力用户，直接关系到用户的用电成本和利益，社会关注度高，对评价电力体制改革的成败具有重要作用。在改革的具体过程中，应将培育售电主体、做好售电侧竞争机制设计、完善监管制度和加强监管等方面的工作同步加强、同步推进，相互配合，才能实现售电侧改革目标。

售电市场主体培育

一、售电公司准入条件

按照9号文整体设计，第一阶段我国电力市场化交易主要有现货市场竞价交易，和以电力用户与发电企业直接交易为核心的中长期双边交易。售电公司可以作为市场主体参与这两种交易，售电侧主要放开批发市场，暂不对零售市场放开。为适应市场竞争的需要，售电公司的市场准入应具有一定门槛，有售电规模和资产要求。同时，售电公司还应具有与电力市场技术支持系统相适应的技术和客户服务平台，能够满足参与市场交易报价、合同签订、信息交换、客户服务等功能。

随着市场化改革的深入，售电侧将进一步放开零售市场，届时可大大降低售电公司的售电规模和资产等硬件要求，只需具备一定的技术支持条件。

二、售电公司业态及赢利模式

电网企业的售电公司作为电网公司的子公司或控股公司，主要承担过去供电公司的供电及服务工作，也可以代理用户参与市场竞争性交易，收入主要来源于购售电差价。按照输配电价改革设计思路，最终这类公司的成本仍将归集到电网企业的输配电成本中，届时除供电营业区内政策性保底供电用户缴纳的电费外，其收入还有输配电费。

拥有配电网运营权的售电公司，在改革初期可能主要采用配售一体混业经营模式，它们可以代理用户从市场中购电，从买卖电力的差价中获利，也可以收取配电费。由于有固定的电力用户，这类售电公司的赢利较为稳定。为防止形成新的垄断，应允许其他售电公司无歧视进入其运营范围从事售电业务。

独立售电公司主要代理发电企业、电力用户参与市场交易，根据买卖双方达成的交易从买方或卖方收取服务费，其发展将取决于他们为代理方提供创新业务的能力。在市场机制和监管还不是很完善的情况下，其发展空间受到的制约因数最多，特别是来自有输配电网或配电网运营权的竞争对手的压力。独立售电公司不能只搞简单的销售代理，其要想在市场中生存和发展，必须通过创新服务体现价值。如吸引并整合更多用户参与市场交易，以形成规模可观的需求响应资源。美国的一些售电公司就通过能源优化利用管理，组织居民用户把中央空调系统集中起来调度而获得增值服务收益。

三、如何培育售电主体

9号文明确的售电主体的培育途径多达五类，包括高新产业园区/经济技术开发区、社会投资成立售电主体、分布式电源/微网系统、供水/供气/供热等公共服务及节能服务公司、符合条件的发电企业等。现阶段除电网企业的售电公司外，可以采用以下四种方式培育新兴售电主体：

一是鼓励高新产业园区或其他负荷较为集中地区发展增量配电网，并以此为基础成立售电公司。发展增量配电网最好能够取得地方政府的支持，同时要强化电网统一规划，地方政府职能部门要做好引导工作，防止大垄断变为小垄断。

二是鼓励现有趸售供电企业、拥有工业配电网络的工业用户转制为售电公司，并允许其自然发展用户，扩展供电区域。

三是鼓励电力零售、供水、供气、供热(冷)服务整合，成立新的公用事业公司。综合这些服务平台后，可以进一步降低单一业务的公司运营成本，同时利用这些企业的运营网点，为终端消费者提供报装、抄表、缴费等方面的便利。从已经建立了电力零售市场的国家的实践经验看，电力零售、供水、供气的服务整合是很普遍的现象。

四是鼓励分布式电源/微网系统联合其他资本、发电企业、用户成立售电公司。由于大多数分布式电源无法像集中式电源一样直接在批发市场上竞争，而通过售电公司，特别是与常规能源发电企业联合组建的售电公司参与市场交易，将是最经济、最有效的运营模式。通过这种方式，能有效的将分布式电源/微网系统与常规能源聚合在一起，增强分布式电源/微网系统的调节性能，更好地促进资源优化利用。

售电市场竞争应关注的几个问题

一、售电公司公平竞争性。由于电网企业掌握着输配调度权和交易机构的相对控股权，在售电侧拥有人才、技术、用户资源等方面的绝对优势，允许电网企业参与售电侧竞争，会对新兴售电公司形成排挤。如在配电网接入、电力调度、结算等方面制造障碍。当前很多人认为要限制不公平竞争,必须对电网企业的售电公司进行严格监管。但真正要改变这种状态，应尽快让电网企业回归到输配电的公益性环节，电网企业的售电公司应尽快转变为相对独立的售电服务商，或者在电网公司内部独立，使其和其他售电公司具有相同的竞争起点。允许电网企业参与售电侧竞争这种制度安排只能作为一种过渡状态。

二、配售一体售电公司的小垄断。拥有配电网运营权的售电公司需要类似于电网公司的配套监管。随着改革的深入，配售也要逐步分离，放开零售市场。零售环节竞争是电力市场发展的最终形式，是电力市场的目标模式。只有放开零售市场，才能真正实现消费者自主选择权、让消费者独立自主地分散决策，才能真正发挥市场竞争机制作用、提高市场配置效率。

三、代理工业用户交易的用户电价执行标准。拥有配电网运营权的售电公司代理工业用户交易时，用户是执行一部制电价还是两部制电价，是否要缴纳高可靠性电费，这些电费如何在电网公司和售电公司之间分配，需要在配套文件中进一步明确。

国外售电市场实践经验

世界上目前真正欲行竞争有序、充分、健康的售电侧市场仍十分有限，不同售电侧市场的模式差异很大，并没有丰富的成功经验可以借鉴。从国际经经验看，各个国家在售电侧引入竞争主要有两种方式：一种是放开售电侧。在维持电网企业继续从事售电业务(发输配售一体化或配售一体化)的同时，引入独立的售电主体，如日本、法国、美国，大部分国家采取这种方式，英国则是在维持配售一体化的基础上引入独立的售电公司。欧美成熟的电力市场，大大小小从事供电服务的公司成百上千，其中部分企业，就是纯粹的贸易公司，不拥有任何电网资产。另一种是实行配售分开。将售电业务与配电业务实行产权分离，禁止拥有配电资产的企业从事售电业务，允许其他企业从事售电业务。如新西兰，但新西兰售电侧市场中，百分之九十以上的市场份额集中在少数几家发售一体化的公司手中。

目前，英国、法国、德国等欧洲大部分国家以及新西兰和澳大利亚等已经放开了所有用户的选择权，日本放开范围扩展到全部用电量的68%，美国约30%的州放开了全部用户的购电选择权，俄罗斯放开了除居民用户之外的其他用户选择权。从发展路径上看，绝大部分国家是按照电压等级和用电容量，分阶段的从大用户开始逐步放开用户选择权。

但另一方面，部分国外市场也表明，放开售电侧竞争并不代表着终端用户能完全享受到价格的降低。

阿根廷在售电侧批发环节引入竞争，2006年平均发电价比改革前下降了50%，但是用户的销售电价却只下降了17%。批发市场竞争的效益并没有完全传递到终端用户，主要原因在于阿根廷的售电公司同时拥有配电网络和售电业务，且政府对售电实行特许经营(经营权长达95年)，导致市场竞争不充分。

至2014年底，法国虽然有19家全国性的售电公司，但全国约90%的用户仍由法国电力公司供电(由法国电力公司供电的用户执行监管价，类似中国的政府定价)。2007～2014年，各个售电公司的销售价基本紧贴法国电力公司的监管价，只是略有优惠而已，其间法国每年监管价平均上涨3%(同期每年平均通胀仅为1.2%左右)。

阿根廷、法国的售电市场经验说明，在售电侧还不能充分有效竞争的条件下，加强监管是必然选择。在我国售电侧改革的起步阶段，既要培育市场、保持适度竞争，又要加强监管、维护好市场秩序，才能促进市场稳定、健康发展。

售电市场监管建议

一、建立差异化准入和严格的退出机制。为积极培育售电主体，可对不同类型的售电公司制定差异化准入机制，对服务工商业大用户的售电公司，要求其财务状况、资金实力均具有较高水平，并具有服务该类用户所需要的技术能力;而对只服务中小工商业用户、普通居民用户的售电公司，其准入标准可适当降低。为促进市场公平竞争，建立严格的市场退出机制，对严重违法、违规的售电主体，应勒令退出市场。

二、制定完善的售电服务监管标准。可将售电公司的被投诉率、被转换率(用户从该售电公司转换到其他售电公司)等可作为监管售电公司的指标，由监管部门收集并定期向用户公布。一方面，监管部门可据此对服务不合格的售电公司进行警告、责令整改甚至吊销售电许可证，从而规范市场秩序、确保市场健康发展;另一方面，电力用户可据此选择投诉率低、服务评价较好的售电公司，更好地保证其服务质量。为促进中小用户参与市场的积极性，保障用户权益，还可对售电公司的售电方案进行适度的标准化，约定售电公司与零售用户的责任，约定如何对用户进行负荷控制等等。

三、建立售电公司信用评价制度。可针对不同类别的售电公司，建立信用评价指标体系;建立信用档案，将用户信誉与保证金缴纳比例、结算周期等进行挂钩，既可调控风险又可优化流动资金使用;将严重违法、违规的售电公司列入黑名单;定期向社会公告售电公司的信用评价结果，接受社会监督。

四、建立信息公开和披露制度。制定信息公开和披露管理办法，详细规定各类售电公司、电网公司的信息公开和披露内容，要求各类售电企业的售电基础信息、电力销售价格、附加服务等内容通过交易信息平台向市场主体公开，为用户提供价格和服务比较。要求电网公司向所有售电公司披露电网投资建设、系统运行、用户用电等信息，防止信息不对称降低无电网资产售电公司的竞争力。

五、加强售电公司运营成本监管，特别是对电网企业的售电公司、有配电网运营权的售电公司。由于这类有网的售电公司对用户有一定的垄断权，其不能利用垄断优势获取超额利润，必须对其运营成本进行监管，并定期公布。

六、配电网允许成本和价格的合理确定。今后随着配电网投资主体数量的增多，在保障供电安全的前提下，为了让售电公司在公平的起点同时不会提升配电价格水平，可以基于其技术经济特性来设计价格上限，或按一定标准分类使用价格标杆确定配电价格。这对企业在抢占新增配网资产过程中成倍加大投入或许能起到抑制作用，同时保证售电侧改革的顺利推进。

此外，加强对电力交易、电力调度、电网公平开放的监管，更是不可放松的措施。

(作者：何兆成华中能源监管局原局长)