一、基本情況

2015年我國全社會用電量為5.55萬億千瓦時，全國平均銷售電價為0.492元/千瓦時，市場容量為2.73萬億元;其中福建省1951.9億千瓦時，約占3.5%。若增速約為3%，到2021年我國全社會用電量超過7萬億千瓦時。《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9 號)推進售電側改革，鼓勵越來越多的市場主體參與售電市場，通過逐步放開售電業務，進一步引入競爭，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用。中商經濟研究院 2016年4月出版《中國售電公司產業發展模式及“十三五”投資規劃研究報告2016-2021年》和前瞻產業研究院《2016-2021年中國售電公司發展模式與投資戰略規劃分析報告》詳細綜述了國外(美、英、德、日)放開售電業務的成功經驗，也有國內廣東、北京、山西等省注冊售電公司的論述。 售電側改革的前奏是輸配電電價核定、開展大用戶直購電、組建省級和區域電力交易中心。2009年11月24日發改委批復福建省和甘肅省大用戶直購電輸配電價標準;福建電量電價為每千瓦時0.103元，其中，110千伏用戶為每千瓦時0.086元，220千伏用戶為每千瓦時0.068元。2013年大用戶直購電增速，福建2015年度11家火電企業和39家用戶，完成約112億千瓦時的年度交易電量，全年總交易電量達130.91億千瓦時，約占全省全社會用電量的7%。2016年5月18日，福建電力交易中心成立。預計2016年福建直售電量規模將突破200億千瓦時，占全省全社會用電量的11%以上，市場化交易進一步擴大。

根據新電改9號文和《關于推進售電側改革的實施意見》中售電公司準入條件，各地出臺了售電側改革實施方案。2016年6月《福建省售電側改革專項試點方案》已報國家發改委、國家能源局批復。目前，福建省內已注冊售電公司約8家，其中國有的5家，包括福建省配售電有限公司(三峽集團和福能股份合作成立)、中閩集團、省國資委下的國有資產投資管理公司，五大發電集團正在準備成立售電公司。福建省第一家售電公司——福建溢利特售電有限公司完成了企業名稱預先核準，注冊資本金為1.2億元人民幣。

二、問題

(1)福建參與售電市場的市場主體還有待激發

(2)售電側改革與電價改革、交易體制改革、發用電計劃改革等尚不協調

(3)大用戶直購電規模不夠大

(4)售電公司對市場預期不明

(5)電網企業面臨勞動分配率提高的壓力

三、探析和建議

(1)鼓勵越來越多的市場主體參與售電市場

2015年9月廣東省通過了《關于進一步深化電力體制改革的實施意見》，廣東公示第一、二、三批售電目錄分別有13、54、50家，第三批含南方電網。2016年8月山西省人民政府辦公廳發布《山西省售電側改革實施方案》，開始了售電公司申批。推進售電側改革，鼓勵越來越多的市場主體參與售電市場，相比全國近三百家注冊售電公司，福建8家公司注冊，顯得冷清。《福建省售電側改革專項試點方案》將鼓勵越來越多的市場主體參與售電市場。依據國家發改委《關于推進售電側改革的實施意見》關于售電側市場主體準入與退出 、市場化交易 、組織實施等規定，鼓勵電網公司(默認售電商)、發電公司及其他社會資本以及擁有分布式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司及個人投資成立售電公司，只要符合售電公司準入條件即可按一般公司正常程序到工商管理局注冊依據《中華人民共和國公司法》注冊，按注冊資本金確定售電業務規模。

(2)售電側改革應與電價改革、交易體制改革、發用電計劃改革等協調推進

福建省2009年輸配電電量電價定為為每千瓦時0.103元，其中，110千伏用戶為每千瓦時0.086元，220千伏用戶為每千瓦時0.068元，下降的空間小。福建將來也會像長三角，珠三角那樣借助西氣東送，西電東送，來滿足電力供應的需求。長遠輸配電定價有上升的動力。售電側改革應與電價改革、交易體制改革、發用電計劃改革等協調推進。

(3) 持續做好大用戶直購電市場

大用戶直購電市場雖然在2010年之后兩年被叫停而暫緩，2013年下半年到2014年底24個省恢復開展。福建2015年度11家火電企業和39家用戶，完成約112億千瓦時的年度交易電量，全年總交易電量達130.91億千瓦時，約占全省全社會用電量的7%。其中，110千伏及以上直供區電量規模為77.28億千瓦時，占比60%;躉售區和35千伏及以下直供區電力用戶電量規模為53.57億千瓦時，占比40%。2016年以來，各省份組建了省級電力交易中心;北京、廣州跨省區電力交易中心。2016年5月18日，福建電力交易中心成立;預計2016年，年度直售電量規模將突破200億千瓦時，占全省全社會用電量的11%以上，市場化交易進一步擴大。

福建要力求向全國平均效益看齊。2016年前7個月各省通過市場化方式組織的交易降低用戶購電價格4.93分/千瓦時，減少電費支出216億元，促進工業企業增加生產、拉動企業多用電約362億千瓦時。西北地區符合準入條件的824家發電企業和山東30家電力用戶參與了交易，交易共達成電量90億千瓦時。發電側競爭形成的降價利好全部傳導至用戶側，山東電力用戶購電價格平均降低約0.065元/千瓦時，共降低購電成本5.4億元，可減少山東當地燃煤機組排放二氧化碳718萬噸、二氧化硫17萬噸。截至7月底，北京電力交易中心組織跨區跨省交易電量達784億千瓦時，國網公司經營區域各省交易中心組織市場化交易電量達4729億千瓦時，已占到售電量的12.7%。紅利初現各省通過市場交易降低用戶購電價格平均接近5分/千瓦時。市場化交易進一步促進了清潔能源的消納。今年上半年，國網公司經營區域內清潔能源跨區跨省交易電量合計達到1568億千瓦時(約占跨區跨省交易總量的45.3%)，同比增長20%。其中，新能源跨區跨省交易電量合計187億千瓦時，同比增長47%;四川水電跨區跨省外送電量420億千瓦時，同比增長6.7%。

(4)售電公司必須靠有效競爭獲得市場與發展

售電公司的經營與發展獲得長期穩定的客戶是核心。必須靠有效競爭獲得市場。緊抓政策紅利和電價優惠政策搶奪售電量，優質高效的服務才會贏得更好的聲譽和更大的關注。結合互聯網新技術的發展，采用大數據分析技術，動態分析供電區域的用戶用電情況，進而合理定價。

采用“互聯網+”引入創新售電模式，爭取更大的市場。條件成熟售電公司可上市。售電公司多種經營加載增值服務創造更多的收益點，除了購售電交易業務之外，開展在價格策略、能源管理服務、清潔能源服務等方面業務，由商業模式驅動中期價值。

第一批售電牌照獲得者將獲益。同時，具有競爭力的發電企業也將獲益，包括優質水電、坑口煤電、核電等低成本發電資產的企業，以及形成規模效應的發電集團將在市場化競爭中占有優勢地位。相應地得到發展和獲益的還有：分布式能源企業，多種商業模式解決其目前遇到的瓶頸;致力于電網自動化、能源互聯網建設的電力設備企業，這些企業可以整合電力數據信息與金融服務，在碳交易等領域或能源服務領域具有獨特優勢。

(5)緩解電網企業面臨勞動分配率提高的壓力

輸配電價改革后，電網企業由于營業收入下降，人工成本穩步增長，導致勞動分配率提高。

電網企業需要打造一支既懂電力生產知識，又懂電力營銷業務和電力交易規則的復合型人才隊伍，為電力體制改革和電網企業發展創造良好的環境。