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。