在对“配+售”小垄断严防死守的同时，对电网企业“输+配+售”的大垄断却暗开后门、不再强调强制退出——这无疑是9号文中没有交代清楚的重大疑问之一。
新电改放开配售电的商机在哪里？若无硬关系，“售电商”将变成“受点伤”
文/中国人民大学经济学院教授、华夏能源网专栏作者吴疆
“有序向社会资本开放配售电业务”，是新一轮电改的重点与亮点，不仅对管住中间、放开两头的市场化电改架构有所交代，而且对“混合所有制”等时髦热词高度迎合，不仅政治正确，而且通过专家放风媒体宣传更是赢得资本市场一片欢腾。
而目前发布的新电改9号文还仅仅是“指导意见”，文字相对原则性且不乏交待未尽之处，对于参与新一轮电改的投资者，到底机会几成？风险几何？下一步博弈焦点何在？
1、独立售电主体的培育途径
“多途径培育市场主体”是9号文的卖萌点之一，第18条中明确的售电主体的培育途径多达5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/威网系统、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。
但值得关注的是：
此前征求意见稿中，“允许现有的独立配售电企业从发电企业直接购电，缴纳输电费用后，自主向用户售电”的文字，在9号文中悄然消失，售电主体的培育途径从6类减少为5类；
此前征求意见稿中，园区开发区组建“独立配售电主体”、社会资本投资“独立配售电企业”从事“低压配电业务”、发电企业“从事售电或配售电业务”，在9号文中删除了全部涉及“配电”的内容；
此前征求意见稿中，电网企业“不再负责电力统购统销”的文字，在9号文中悄然消失。
由此可以看出：
9号文与征求意见稿相比，对于“配+售”的小垄断业态进行了严格的限制。对原有配售一体的地方供电企业，虽然多半会默认其原有的售电资质，但不再列入政策中的培育范畴，也即不鼓励其进一步扩张（与大电网形成竞争）；而对于未来可能新出现的各类小垄断，则从一开始就全部挡在了门槛之外。
这种政策倾向与制度安排，与笔者《中国式的电力革命》中网络业务/非网络业务“错位竞争”的理论是一致的，有利于未来终端市场的理顺，在文件中进行明确可以给市场一个确定的信号与导向。
但是，在对“配+售”小垄断严防死守的同时，对电网企业“输+配+售”的大垄断却暗开后门、不再强调强制退出——这无疑是9号文中没有交代清楚的重大疑问之一，在下一步有关配套方案中应该给予明确，还地方供电企业一个公平。
2、独立售电主体的经营行为
9号文对独立售电主体的经营行为进行了比较详细的规定：
电力采购——根据9号文第2条、第19条，独立售电主体可以采取与发电企业协商、电力市场竞价、向其他售电商转购等多种方式采购；
电力批发——根据9号文第19条，独立售电主体可以向其他售电商进行转售；
电力转零售——即向参与市场交易的大用户进行转售，虽然未见明确文字，但从行文看应属不禁止，而且对于市场格局具有显著正面价值；
电力零售——根据9号文第18条等，向不参与市场交易的其他用户进行零售；
发电——根据9号文第18条，独立售电主体可从事的发电业务，既包括传统发电，也包括分布式/微网等新型的终端反送模式；
涉电服务——根据9号文第19条，可包括合同能源管理、节能用能服务等多种形式；
涉电金融——根据9号文第8条，可参与电力期货/场外衍生品交易等；
非电业务——根据9号文第18条，可包括供水/供气/供热等多种公用事业及基础设施；
禁止领域——根据前述分析，从征求意见稿到9号文，禁止独立售电企业从事配电业务，是比较明确的政策倾向；
中间成本——根据9号文第19条，要严格按照国家有关规定承担电力基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等成本。
9号文虽然为独立售电主体设计了上述比较丰富的经营行为，但如果进行深入分析，会发现其营利空间其实是相当有限的，除了公用事业/基础设施等领域可能谋求一定的组合优势以外，大多数业务领域其实都是获利较薄或缺乏竞争优势的。
其实这也是可以理解的的，按照笔者《中国式的电力革命》网络业务/非网络业务“错位竞争”理论所施行的售电放开，独立售电企业不拥有电网资产、不提供物理性服务、无特别技术要求、甚至连经营场所都非必须，更多属于一种类似电话卡销售的商贸活动，在电网企业不大规模剥离售电业务的情况下，这个新的业务环节凭啥会有很优厚的营利空间？为了它而涨电价有可能吗？所谓“10—15%”又扣减挤占谁？
3、独立售电主体的营利空间
具体分析独立售电企业的营利空间：
规模优势问题——由于电网企业“不再负责电力统购统销”的文字在9号文中消失，电网企业原来占有的市场空间不再强调强制退出，也缺乏动力与地方合作组建省级规模的营销服务公司（而更多将是个别城市的小范围试点），加上终端消费者的路径惯性，这样新兴的独立售电企业就不可能在一定时期以内形成足够的经济规模，在电力采购、销售等竞争中都将处于劣势。
价格封顶问题——独立售电企业开展批发/零售业务的主要对象，是不参与市场交易的其他用户——居民、农业、重要公用事业、公益性服务用电——9号文第2条明确了这部分用户“继续执行政府定价”，此即意味着这部分业务的营利空间不仅是有限的，而且若遇到市场波动将很难及时调整形成市场化的反馈，售电企业则存在收不抵支的风险。
时差效益问题——独立售电企业与可参与市场交易的大用户之间、与其他售电商之间进行转售交易，但由于后两者自身都可以在市场上直接从事交易，因此（在没有规范的期货市场的情况下）这类转售交易是不可能具有价格优势/规模优势的，而只能具有一定的时差效益，更多属于调剂余缺性质，营利的空间是比较有限的。
风险对顶问题——“发电+售电”组合是独立售电企业的重要类型，前提是向电网企业支付相应的过网费，由此形成电网企业旱涝保收、而“发电+售电”企业承担全产业链市场风险的模式。虽然这种模式本身是无可厚非的，但也注定其营利空间的局限性，在未来发电市场“双轨制”甚至“三个世界”的不利情况下，对于发电企业更多只是一种安慰。
信用风险问题——中国电力系统规模庞大而能效低下，合同能源管理/节能服务等都具有理论上的广阔空间，但事实上由于社会信用体制机制不健全，目前中国合同能源管理领域存在着资金垫付、专用设备、履约信用等多重风险，其发展始终没有达到预期。培育合同能源管理公司为独立售电主体，并未在本质上规避垫资风险，效果如何有待观望。
信息透明问题——如上所述独立售电企业需要承担电力基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等大量中间成本，征求意见稿中电网企业“申报并公开”各类交叉补贴数额的“公开”2字，在9号文中消失，意味着由电网企业把持的中间成本的透明度难以提高，特别是政府与其博弈的能力与决心都尚不足够，由此必将挤占独立售电企业的营利空间。
其他，参与电力期货/场外衍生品交易等涉电金融业务，虽然看起来很美，但目前还处于时机未到远水不解近渴。
4、独立售电主体的准入资质
9号文在第4、第17等条中，对于电力市场各个主体的准入资质进行了规定，其中:
可参与直接交易的电力用户，将按电压等级分期分批放开，其单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易；
可参与直接交易的发电企业，还将通过进一步完善和创新制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电；
而售电主体呢，则将根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。
但值得指出的是——按照笔者《中国式的电力革命》网络业务/非网络业务“错位竞争”理论所施行的售电放开，输配电企业拥有实物性资产、承担物理性业务，而独立售电主体将是一种比较特殊的业态：
一是如前所述9号文与征求意见稿相比，特别强调了对于“配电+售电”小垄断业态的严格限制，因此独立售电主体是不拥有电网资产、不提供配电服务的；
二是根据9号文第17条，电网企业“提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务”，说明从政策意图上进一步连“最后一公里”的业务也给了电网企业（目前尚有部分由社会承担），而独立售电主体是不提供物理性服务、无特别技术要求的；
三是由于电的无形性与不可储存性，独立售电主体其实是连经营场所都非必须的
——因此，按上述理论与政策所培育的独立售电企业，其性质更多属于一种商贸乃至金融活动，最近似的就是电信领域的电话卡销售
——那么问题来了，
对于这样的商贸企业，除了资金、信用等少数条件之外，9号文第17条所要求的“技术、安全、环保、节能和社会责任的售电主体条件”有什么依据？
特别是在9号文第4条，对可参与直接交易的电力用户、发电企业——它们真正拥有实物资产、从事物理性业务——的准入资质已经进行了要求，已经体现了技术、安全、环保、节能等要求，那么，对独立售电企业的要求还有什么必要？
按上述理论与政策所培育的独立售电主体，既没有电网实物资产，又不提供物理性服务、无特别技术要求、甚至可以没有经营场所，所谓“技术、安全、环保、节能和社会责任的售电主体条件”又在哪里来落实来体现呢？
总之，电力体制改革具有较强的技术性，一些传统行政管理人为设卡的思维惯性可以休矣，在下一步有关配套方案中应该尽量简化这类独立售电主体的准入门槛，避免大用户直购电沦为变相审批而多年难以展开的历史重演。
5、社会资本投资的政策前景
9号文第16条提出了“鼓励社会资本投资配电业务”，给予社会投资者很大的预期，但实际的投资前景如何呢？
对放开增量配电的态度——从征求意见稿的“积极”，变为9号文第16条的“逐步”，目前中国电网规模已经世界第一，电网企业仅仅是海外投资就已超过千亿规模、并不真的缺乏投资能力，特别是对于低压配网，更多只是挑肥拣瘦患得患失气人有笑人无而已；
投资者的使命——从征求意见稿的“投资经营”，变为9号文第16条按照“混合所有制”的方式“投资”，意味着配电放开的重点最终落在了吸引投资而非真正运营，而电网企业极大可能性将以种种理由维持对配电网的“统一经营管理”；
投资者的地位——从征求意见稿的强调改革电网财务核算、实施有效“监管”限制其干扰市场，变为9号文第16条，所谓“促进配网建设发展”即缺钱时可以利用社会投资，所谓“提高配网运营效率”即外来投资者无能力自主投资自主运营、只能配合从属于电网企业，呵呵，希望笔者的解读是杞人忧天！
通过上述详细研读对比文件条文可以发现，配电环节实际的市场开放空间将非常小，投资者只能从属配合于电网企业而很难独立运营自我把握，在电网巨无霸的阴影之下无异于与狼共舞火中取栗。
进一步结合前述，按照目前的文件表述，绝大多数独立的售电市场主体、包括参与增量配电的投资者，所获得的市场空间、营利空间其实都非常有限，跨过门槛进入市场也不一定如想象容易，更大可能仅仅成为电网垄断集团的施舍恩赐与政治点缀，如果没有过硬的人脉关系或利益勾连这口饭是不好吃的，“售电商”弄不好就可能会“受点儿伤”……（作者注：本文为作者个人观点，不代表任何机构）
新电改放开配售电的商机在哪里？若无硬关系，“售电商”将变成“受点伤”
文/中国人民大学经济学院教授、华夏能源网专栏作者吴疆
“有序向社会资本开放配售电业务”，是新一轮电改的重点与亮点，不仅对管住中间、放开两头的市场化电改架构有所交代，而且对“混合所有制”等时髦热词高度迎合，不仅政治正确，而且通过专家放风媒体宣传更是赢得资本市场一片欢腾。
而目前发布的新电改9号文还仅仅是“指导意见”，文字相对原则性且不乏交待未尽之处，对于参与新一轮电改的投资者，到底机会几成？风险几何？下一步博弈焦点何在？
1、独立售电主体的培育途径
“多途径培育市场主体”是9号文的卖萌点之一，第18条中明确的售电主体的培育途径多达5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/威网系统、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。
但值得关注的是：
此前征求意见稿中，“允许现有的独立配售电企业从发电企业直接购电，缴纳输电费用后，自主向用户售电”的文字，在9号文中悄然消失，售电主体的培育途径从6类减少为5类；
此前征求意见稿中，园区开发区组建“独立配售电主体”、社会资本投资“独立配售电企业”从事“低压配电业务”、发电企业“从事售电或配售电业务”，在9号文中删除了全部涉及“配电”的内容；
此前征求意见稿中，电网企业“不再负责电力统购统销”的文字，在9号文中悄然消失。
由此可以看出：
9号文与征求意见稿相比，对于“配+售”的小垄断业态进行了严格的限制。对原有配售一体的地方供电企业，虽然多半会默认其原有的售电资质，但不再列入政策中的培育范畴，也即不鼓励其进一步扩张（与大电网形成竞争）；而对于未来可能新出现的各类小垄断，则从一开始就全部挡在了门槛之外。
这种政策倾向与制度安排，与笔者《中国式的电力革命》中网络业务/非网络业务“错位竞争”的理论是一致的，有利于未来终端市场的理顺，在文件中进行明确可以给市场一个确定的信号与导向。
但是，在对“配+售”小垄断严防死守的同时，对电网企业“输+配+售”的大垄断却暗开后门、不再强调强制退出——这无疑是9号文中没有交代清楚的重大疑问之一，在下一步有关配套方案中应该给予明确，还地方供电企业一个公平。
2、独立售电主体的经营行为
9号文对独立售电主体的经营行为进行了比较详细的规定：
电力采购——根据9号文第2条、第19条，独立售电主体可以采取与发电企业协商、电力市场竞价、向其他售电商转购等多种方式采购；
电力批发——根据9号文第19条，独立售电主体可以向其他售电商进行转售；
电力转零售——即向参与市场交易的大用户进行转售，虽然未见明确文字，但从行文看应属不禁止，而且对于市场格局具有显著正面价值；
电力零售——根据9号文第18条等，向不参与市场交易的其他用户进行零售；
发电——根据9号文第18条，独立售电主体可从事的发电业务，既包括传统发电，也包括分布式/微网等新型的终端反送模式；
涉电服务——根据9号文第19条，可包括合同能源管理、节能用能服务等多种形式；
涉电金融——根据9号文第8条，可参与电力期货/场外衍生品交易等；
非电业务——根据9号文第18条，可包括供水/供气/供热等多种公用事业及基础设施；
禁止领域——根据前述分析，从征求意见稿到9号文，禁止独立售电企业从事配电业务，是比较明确的政策倾向；
中间成本——根据9号文第19条，要严格按照国家有关规定承担电力基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等成本。
9号文虽然为独立售电主体设计了上述比较丰富的经营行为，但如果进行深入分析，会发现其营利空间其实是相当有限的，除了公用事业/基础设施等领域可能谋求一定的组合优势以外，大多数业务领域其实都是获利较薄或缺乏竞争优势的。
其实这也是可以理解的的，按照笔者《中国式的电力革命》网络业务/非网络业务“错位竞争”理论所施行的售电放开，独立售电企业不拥有电网资产、不提供物理性服务、无特别技术要求、甚至连经营场所都非必须，更多属于一种类似电话卡销售的商贸活动，在电网企业不大规模剥离售电业务的情况下，这个新的业务环节凭啥会有很优厚的营利空间？为了它而涨电价有可能吗？所谓“10—15%”又扣减挤占谁？
3、独立售电主体的营利空间
具体分析独立售电企业的营利空间：
规模优势问题——由于电网企业“不再负责电力统购统销”的文字在9号文中消失，电网企业原来占有的市场空间不再强调强制退出，也缺乏动力与地方合作组建省级规模的营销服务公司（而更多将是个别城市的小范围试点），加上终端消费者的路径惯性，这样新兴的独立售电企业就不可能在一定时期以内形成足够的经济规模，在电力采购、销售等竞争中都将处于劣势。
价格封顶问题——独立售电企业开展批发/零售业务的主要对象，是不参与市场交易的其他用户——居民、农业、重要公用事业、公益性服务用电——9号文第2条明确了这部分用户“继续执行政府定价”，此即意味着这部分业务的营利空间不仅是有限的，而且若遇到市场波动将很难及时调整形成市场化的反馈，售电企业则存在收不抵支的风险。
时差效益问题——独立售电企业与可参与市场交易的大用户之间、与其他售电商之间进行转售交易，但由于后两者自身都可以在市场上直接从事交易，因此（在没有规范的期货市场的情况下）这类转售交易是不可能具有价格优势/规模优势的，而只能具有一定的时差效益，更多属于调剂余缺性质，营利的空间是比较有限的。
风险对顶问题——“发电+售电”组合是独立售电企业的重要类型，前提是向电网企业支付相应的过网费，由此形成电网企业旱涝保收、而“发电+售电”企业承担全产业链市场风险的模式。虽然这种模式本身是无可厚非的，但也注定其营利空间的局限性，在未来发电市场“双轨制”甚至“三个世界”的不利情况下，对于发电企业更多只是一种安慰。
信用风险问题——中国电力系统规模庞大而能效低下，合同能源管理/节能服务等都具有理论上的广阔空间，但事实上由于社会信用体制机制不健全，目前中国合同能源管理领域存在着资金垫付、专用设备、履约信用等多重风险，其发展始终没有达到预期。培育合同能源管理公司为独立售电主体，并未在本质上规避垫资风险，效果如何有待观望。
信息透明问题——如上所述独立售电企业需要承担电力基金、政策性交叉补贴、普遍服务、社会责任等大量中间成本，征求意见稿中电网企业“申报并公开”各类交叉补贴数额的“公开”2字，在9号文中消失，意味着由电网企业把持的中间成本的透明度难以提高，特别是政府与其博弈的能力与决心都尚不足够，由此必将挤占独立售电企业的营利空间。
其他，参与电力期货/场外衍生品交易等涉电金融业务，虽然看起来很美，但目前还处于时机未到远水不解近渴。
4、独立售电主体的准入资质
9号文在第4、第17等条中，对于电力市场各个主体的准入资质进行了规定，其中:
可参与直接交易的电力用户，将按电压等级分期分批放开，其单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易；
可参与直接交易的发电企业，还将通过进一步完善和创新制度，支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度多发电；
而售电主体呢，则将根据开放售电侧市场的要求和各地实际情况，科学界定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。
但值得指出的是——按照笔者《中国式的电力革命》网络业务/非网络业务“错位竞争”理论所施行的售电放开，输配电企业拥有实物性资产、承担物理性业务，而独立售电主体将是一种比较特殊的业态：
一是如前所述9号文与征求意见稿相比，特别强调了对于“配电+售电”小垄断业态的严格限制，因此独立售电主体是不拥有电网资产、不提供配电服务的；
二是根据9号文第17条，电网企业“提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务”，说明从政策意图上进一步连“最后一公里”的业务也给了电网企业（目前尚有部分由社会承担），而独立售电主体是不提供物理性服务、无特别技术要求的；
三是由于电的无形性与不可储存性，独立售电主体其实是连经营场所都非必须的
——因此，按上述理论与政策所培育的独立售电企业，其性质更多属于一种商贸乃至金融活动，最近似的就是电信领域的电话卡销售
——那么问题来了，
对于这样的商贸企业，除了资金、信用等少数条件之外，9号文第17条所要求的“技术、安全、环保、节能和社会责任的售电主体条件”有什么依据？
特别是在9号文第4条，对可参与直接交易的电力用户、发电企业——它们真正拥有实物资产、从事物理性业务——的准入资质已经进行了要求，已经体现了技术、安全、环保、节能等要求，那么，对独立售电企业的要求还有什么必要？
按上述理论与政策所培育的独立售电主体，既没有电网实物资产，又不提供物理性服务、无特别技术要求、甚至可以没有经营场所，所谓“技术、安全、环保、节能和社会责任的售电主体条件”又在哪里来落实来体现呢？
总之，电力体制改革具有较强的技术性，一些传统行政管理人为设卡的思维惯性可以休矣，在下一步有关配套方案中应该尽量简化这类独立售电主体的准入门槛，避免大用户直购电沦为变相审批而多年难以展开的历史重演。
5、社会资本投资的政策前景
9号文第16条提出了“鼓励社会资本投资配电业务”，给予社会投资者很大的预期，但实际的投资前景如何呢？
对放开增量配电的态度——从征求意见稿的“积极”，变为9号文第16条的“逐步”，目前中国电网规模已经世界第一，电网企业仅仅是海外投资就已超过千亿规模、并不真的缺乏投资能力，特别是对于低压配网，更多只是挑肥拣瘦患得患失气人有笑人无而已；
投资者的使命——从征求意见稿的“投资经营”，变为9号文第16条按照“混合所有制”的方式“投资”，意味着配电放开的重点最终落在了吸引投资而非真正运营，而电网企业极大可能性将以种种理由维持对配电网的“统一经营管理”；
投资者的地位——从征求意见稿的强调改革电网财务核算、实施有效“监管”限制其干扰市场，变为9号文第16条，所谓“促进配网建设发展”即缺钱时可以利用社会投资，所谓“提高配网运营效率”即外来投资者无能力自主投资自主运营、只能配合从属于电网企业，呵呵，希望笔者的解读是杞人忧天！
通过上述详细研读对比文件条文可以发现，配电环节实际的市场开放空间将非常小，投资者只能从属配合于电网企业而很难独立运营自我把握，在电网巨无霸的阴影之下无异于与狼共舞火中取栗。
进一步结合前述，按照目前的文件表述，绝大多数独立的售电市场主体、包括参与增量配电的投资者，所获得的市场空间、营利空间其实都非常有限，跨过门槛进入市场也不一定如想象容易，更大可能仅仅成为电网垄断集团的施舍恩赐与政治点缀，如果没有过硬的人脉关系或利益勾连这口饭是不好吃的，“售电商”弄不好就可能会“受点儿伤”……（作者注：本文为作者个人观点，不代表任何机构）
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201504/23/70168.html
