湖南10月份成功实施了电改以来的首轮交易。在首轮交易中，市场几大主体均有收获。但独立售电公司陷入困境，如何破局，笔者站在独立售电公司的角度进行了一些思考。
一、湖南首轮交易达到了预定目的，但也应看到售电公司的困境
据有关报道，本轮交易共有16家发电企业、5个直接交易用户、46家售电公司参与市场化交易，成交电量34.41亿千瓦时。第一轮挂牌交易成交10月份祁韶直流6.4亿千瓦时电量，将甘肃的清洁、低价电能用于扶持省内贫困县企业和优势重点企业，每千瓦时降价10分;第二轮省内双边协商成交四季度电量24.95亿千瓦时，平均成交价格为0.401分/千瓦时;第三轮集中竞价交易，成交10月份电量3.06亿千瓦时,平均成交价格为0.23分/千瓦时。本轮交易全省电力用户、售电公司可获得市场红利1.75亿元。预计今年四季度通过电力市场化交易可释放市场红利6.2亿元。
在首轮交易电力中，各方市场主体均有收获。首先，政府在复杂的环境下，艰难但顺利地推进了首轮电力市场交易，打开电改大门，为推进后续电改奠定了扎实的基础。其次，发电企业面对高煤价、企业亏损和省外电入湘等不利因素，既积极地参与了电改，又成功地守住了电价，控制了亏损或保住了盈利;再次，电力用户是此轮电改的最大赢家。1600多户参与电改的电力用户，此轮可获近6.5亿元电改红利。每千瓦时电可降低成本6分钱左右;第四，107家售电公司则几家欢乐几家愁，在长达近1年的艰难筹备、市场厮杀中， 46家售电公司收获了户均约0.675亿千瓦时代理电量和户均7万元的代理费(文件规定,祁韶直流降价售电公司不能享受)。
在看到成功同时,也应当看到湖南此轮电力交易的不足：
一是让市场决定电价的任务任重道远。按照中央九号文件，电力体制改革有八大任务。我以为最主要的任务有二个，一个是让市场决定电力价格，另一个是通过市场去掉落后电力产能。首先，此轮市场交易电价是不是由市场决定的。祁韶直流的电量交易价格每千瓦时电降价10分，是由政府决定的，不是通过竞价形成的。长协价格0.401分/千瓦时,表面上看,是市场形成的,实质上是发电企业抱团达成的一种默契,在此轮交易中,所有的发电企业均按“三不原则”,给社会独立售电公司和大用户开出了统一报价0.35分/千瓦时,而给自己的售电公司开出的报价为0.40分/千瓦时。在集中竞价中，所有发电企业为了报复未参加长协的售电公司和电力用户,集中竞价报出的价格均控制在0.3分/以内,最终形成统一出清电价为0.23分/千瓦时。所以说，湖南省电改让市场确定价格方面还任重道远。
二是电力行业供给侧改革任重道远。供给侧改革、去产能是中央定下的大政方针。煤炭行业、钢铁行业通过大力实施去产能，已经成功脱贫解困。我省电能的供需比约为2：1，发电行业不通过供给侧改革、不去产能，不改革，是不能走出困境的。此轮电改，未能触动省内发电企业的根本矛盾，因此，我省发电行业去产能的任务还任重道远。
三是独立售电公司生存问题任重道远。2017年首轮交易，46家售电公司收获户均0.675亿千瓦时代理电量和户均7万元代理费(文件规定,祁韶直流降价售电公司不能享受)。参与交易的独立售电公司今年预计户均亏损150万元以上，部分承诺电价保底的售电公司，亏损可高达2000万元。湖南独立售电公司能有几家生存下来，令人担忧。没有一定数量独立售电公司参与的电改，是不完整的电改。
二、独立售电公司在电改中扮演着极其重要的角色，其作用不能忽视。
引入独立售电公司、让社会资本参与售电市场是中央九号文件和湖南省相关电改顶层设计的重要亮点之一。顶层设计为什么要让社会资本参与售电市场。中央电视台财经频道对售电公司作用进行过相关报导。我认为，引入独立售电公司、让社会资本参与售电市场有四大功能：一是撬动电力市场的功能，这是售电公司主要功能。我省90%的电力用户用电规模小，对发电企业几乎无议价能力。小规模电力用户购售电代理权交给售电公司后，其交易电量规模大，大大增加了对发电企业的议价能力，从而达到撬动电力市场的目的。以我省为例，目前全省近2000家拟参与市场的用电企业，年用电量在500万千瓦时以上的用户，不足500家，近2000电力用户年用电量低于500万千瓦时;二是规避偏差电量的考核功能。由于售电公司有大量的用户群体，一方面可通过用户群之间的正负偏差互抵，另一方面可通过专业手段和专业人员来防范控制电量偏差，从而进一步降低用电成本;三是为电力用户提供增值服务。目前，我省多数电力用户存在着电力专业人员稀缺，在节能、检修及供配电方案优化等方面还有较大空间，售电公司可以为这些电力用户提供专业的增值服务;四是推动与宣传电改的功能，激发电力用户参与电力体制改革，做电力体制改革推动者和宣传者。湖南首轮电改成功，独立售电公司的推动与宣传作用功不可没。
目前，社会上有一种声音，说售电公司不能靠购售电代理赚取价差，如果真是这样，哪么，售电公司就不必叫售电公司了，也没有存在的必要。这也与售电公司的首要功能背道而驰。
三、高度重视和关注独立售电公司生存问题，让有实力的售电公司活下来
首先来分析独立售电公司的最低存活成本。依据我省售电公司准入与退出相关办法，售电公司准入有二个刚性要求，一个是注册资本最低不小于2000万元，另一个是从业人员不少于10人，其中1名高级、3名中级。依照这个条件，售电公司最低资金成本80万元(年贷款利率4%)，最低人工成本(人均工资8万元)80万元，“五险一金”(工资50%)40万元，其它运行费用50万元。售电公司最低年运行成本为250万元。
发电企业成立的售电公司，多为办理增项售电业务获得售电资格，其本质是本企业的一个营销部门，目的是多卖电、卖出一个好价格，其运行成本可全部进入销售费用。电力大用户成立的售电公司，其本质是本企业电力采购部门，其目的是保证电能供应，并尽可能地采购到低价电能，其运行成本可全部进入生产成本。社会独立售电公司则不然，其全部费用必须通过电能降价后与用户分成来消化。按照湖南首轮电力交易结果，长协加集中竞价后每千瓦时加权平均降价0.38分/千瓦时,要确保售电公司不亏损,在不考虑偏差考核费用的前提下，按优惠电价分成20%计算代理收入,其年度代理电量要33亿千瓦时以上。按照广东省偏差考核的经验数据(占全部代理费42%)，则年度代理电量必须到达57亿千瓦时。湖南省年度市场电量约为400亿，依据邻省经验，独立售电公司代理电量约占全部市场电量的30%，如按此推断，现阶段，湖南电能市场仅能满足2-3家独立售电公司生存。
独立售电公司生存下来要靠三大法宝：政府培育、自身修炼、用电及发电企业支持。
首先，政府培育。一是政府要培育和引导售电公司在市场上发挥其电能定价功能的作用。逐步减少政府对用电企业的直接补助份额，电能市场促进价格通过市场方式传导给电力用户。改革交易方案，祁韶山直流电通过竞价摘牌的方式交易，让市场形成价格;二是市场电量尽快全面市场化。政府核定的发电企业发电计划，按照只减不增的原则一年核定一次，年中不予调增，打消发电企业眼盯政府而不盯市场的做法。市场不足电量，应通过省外购入或通过竞价发电方式(或预挂牌上调招标)确定，让发电企业与独立售电公司在市场中各自发挥作用;三是构架发电侧、电网侧和独立售电公司的公平公正竞争环境，让独立售电公司获得公平竞争机会;四是降低偏差电量考核成本，让售电公司获得基本生存条件。偏差考核取值与长协价格挂钩，当长协低于每千瓦时1分钱优惠时，减少甚至免于偏差电量考核;五是维护市场秩序，打击垄断、干扰市场竞争的行为，增加市场主体参与市场竞争的法治意识。当前特别要针对发电企业“三不原则”制定应对方案，打破发电行业的市场垄断地位;六是引导市场各方主体提高政治站位意识，自觉维护中央和省委、省政府电改政策的权威性。
其次，自身修炼。一是要独立售电公司要加强行业自律，不搞恶性竞争。不承诺给电力用户电价保底，有限承担偏差考核风险。不搞低价中标(低分成比例)，通过提高为电力用户的专业服务能力来获得电能代理量;二是依托售电业务，为电力用户稳步开展增值服务，扩大售电公司的盈利空间和盈利能力;三是积极参与增量配网，延长售电公司服务链，扩大售电公司的生存空间。
第三，争取发电、用电企业支持。一是独立售电公司要争取众多的中小规模电力用户支持。这部分用电企业，受人才、装备、专业制约，独闯电力市场的成本过高，特别是议价能力不足，是售电公司争取和服务的主要对象。独立售电公司在搞好服务的同时，要加强政策宣传，让用户理性回归对市场电价的预期。二是独立售电公司要争取发电企业的支持。首先，发电企业不要将独立售电公司推向对立面。很多独立售电公司拥有各类市场资源，能争取大量用电企业，因此，发电企业可以把这类独立售电公司培育和扶植成长期稳定的一级代理商。其次，独立售电公司也要准确定位市场电价，主动与发电企业沟通，争取发电企业的支持。
(以上观点仅代表作者观点与大云网无关)
