2015.12.29 公开课演讲稿（二）

问答环节

我们属于第三类售电公司，售电业务盈利模式靠啥？

第三类售电公司，也就是没有配网经营权的售电公司，其实我个人觉得与其关注在盈利模式，不如关注在如何形成盈利的核心竞争力，因为盈利模式无非这几种，第一是从购销差价获得利润，但是对于第三类售电公司来说，如果手上没有很大的负荷做支撑，很难说有很大的盈利，毕竟电能是大宗商品，单位利润是很低的，如果按照国网平均的利润水平5分多一度点，不妨测算一下每年需要多少售电量才能达到盈亏平衡点；第二是直接增值服务，比如围绕电能销售或者能源销售的直接上下游环节，形成一定的盈利，比如设备托管、水电气联合销售、工程和运维服务、甚至到能源托管等等，这些服务都可以单独或者打包到电费中，形成套餐吸引用户；第三类是间接增值服务，就是往更上游和更下游方向走，比如更上游的设计咨询、设备生产制造、相关信息和自动化系统提供、数据服务、设备的融资租赁、能源金融和信托，更下游的节能与能效服务；第四类是平台化服务，就是售电商通过能源产业链串联起上下游各类供应商，形成类似阿里巴巴或者猪八戒网这样的上下游平台，并从交易撮合中赚取中介费和增值服务费，这个层面更像是“具有互联网基因的新型售电公司”，也就是不仅仅做单边交易，而是双边甚至多边交易了。

现在社会成立那么多售电公司，能否给分类总结下？

基本上目前看，有这么几类：一是五大发电集团下属售电公司，以电源为竞争手段，当然也会有地方政府支撑；第二类是四小及地方发电和部分热电联产企业，比如浙能、粤电，有很强的当地优势，又可能有大的地方政府支持，部分甚至有极好的客户粘性，比如园区级热电联供；第三类是地方政府支持的当地售电公司，比如重庆、江西的售电公司，以地方政府为主导，撮合发电商和用电方，往往以国资背景为主，对抗电网；第四类是用户型的售电公司，可以是国资或者政府支持的，也可以是大的民营企业成立，其最大的砝码在于巨大的用户负荷；第五类是其他民资售电公司，比如不少电力工程企业、电力设备制造商成立的售电公司，靠原有的客户关系去做一些业务；第六类是新能源背景的售电公司，比如大的分布式或者清洁能源相关公司投资售电公司；

输配电价改革后对电网企业的监管到底是成本监管还是绩效监管？用户价格水平是否合理如何监管？

个人理解以后对电网企业的监管应该成本监管加许可收益，即在严格的输配电成本审核与监管基础上，按照一定的比例许可其收益，若一定财务周期内收益高于或者低于许可收益则进行相应调整，这个在输配电成本定价相关文件中已经很明确了。用户价格水平这个问题太模糊，不同的用户，监管的力度、粒度、范围、频率都是不一样的，按照售电侧市场放开的进度，一定电压等级达到一定要求的大用户，售电价格完全放开，由市场主体间进行协商和博弈；另外一些不能市场化的比如事业单位和政府单位，以及居民用户、排灌用电等等，进行政府定价和监管。

民间售电公司进入市场，会否形成局部地区的配售垄断？对其如何有效管理？

民营售电公司进入市场，乃至发电企业进入市场，在局部可能因为用户的原因，或者取得配网经营权的原因，形成配售、发配售一体化，即市场环境下的局部垄断，这是对抗电网参与市场化售电业务的一种政治策略。但是前提是市场化、以及严格的市场规则和监管，个人认为，这种垄断不得以侵害用户的权利，特别是用户选择权为前提，比如局部的配售一体化，对于监管部门来说其监管标准就是按照电网企业的要求，明确配电成本、承担保底和公益性售电义务、且实现无歧视服务，不得损害用户和第三方市场主体的权利。这其实对监管部门来说，增加的难度不是一点两点，其他不说光，仅仅是监管信息的搜集、研判就需要大量的能力建设。

交叉补贴会随改革推进逐步消失吗？还是保留不变？

交叉补贴这问题，涉及到两个维度，第一是不同电压等级之间的交叉，第二是不同用电类型之间的交叉，以后会逐步厘清边界以及内部的实际成本，在这个基础上逐步减少甚至取消交叉补贴，代之以较为清晰的分项成本+准许收益+专项补贴或专项基金，当然这里涉及到较为复杂的市场博弈、业务惯性、政策博弈，其背后都是存量利益的问题，至于怎么抽丝剥茧一般的暴露、厘清并减少，这考验政策制定者和执行者的智慧。

配套文件列举的可以从事售电业务的公司，是否需要拿到特许经营资质？

个人觉得资质不是特别准确，而是开展售电业务的各类主体需要满足的各个层面的条件吧，不一定是政府特许资质，而是如何工商注册、进入政府备案的售电目录、在电力市场注册并具备开展交易的条件、以及具备开展售电业务所必须的资源条件等等。

自由提问问题

准许成本加收益，这种模式是不是引导电网投资？

可能这是政策设计者期望达到的目的之一吧，通过准许成本的核定，以及不同项目准许收益的核准，引导电网合理规范其投资行为。另外对电网不合理的浪费型投资冲动进行抑制，即使你投资了，也不列入成本项目，这样财务成本无法分摊到准许项目中。

2、请问现有市场各类能效管理平台与未来售电公司、负荷聚合商的信息平台互通应该注意哪些问题

目前各类的能效平台良莠不齐，至少政府建立的所谓公共机构能耗监测平台，多数是参照住建部的标准去建设的，其数据的颗粒度、准确度、系统的规模、数据模型要求等都无法满足未来售电公司的要求，现在政府需求侧管理的平台其实也并不能完全符合后续售电侧市场开放的要求，所以首要的问题是售电商考虑建设统一的数据平台，为满足售电业务开展以及市场交易的要求进行数据采集分析预测优化，其次是建立售电公司间、用户间的数据交换与聚合平台，为二级售电数据服务、负荷聚合互济、需求侧响应等业务提供数据支撑，这里涉及的数据模型、采集需求、控制需求又不同于售电业务的数据要求。

3、售电公司需要配置什么样的专业人员？

这个问题分为两个层面，一是达到准入条件必须要什么专业人员，这个监管部门会制定相应的准入条件，比如高级工程师多少，工程师多少，要求多少人必须由售电和电网从业经验多少年等等；二是售电公司实际开展业务需要什么专业人员，这个就因公司而异了，但是参照电网多年积累的经验，售电业务需要的客户服务、市场销售、电费账务管理、计量管理等专业是少不了的，还需要比如交易预测和风险管理、能源调度等，如果有资产投资和托管的，还需要资产投资建设、运营管理等等，其他的必要的人财物IT专业人才也都是需要的。

4、对于电网成立售电公司，监管办法的限制性条件可行吗？若可行，作用会有多大？

这个问题其实比较敏感，目前围绕监管办法的博弈还在展开，电网公司由于利益惯性，自然不希望更多监管，但是这里有太多变数、政治、人事、业务、经济、技术等等，目前看如果按照讨论稿执行，至少市场缺口是打开的，监管是有依据的。后续要看监管部门的监管能力建设了。

5、您如何看待产业园区为导向成立的售电公司？

产业园区如果有配网运营权，有较大的用户负荷，且符合国家产业政策，那是很好的一个用电客户，但是是不是能顺利成为售电公司，则要看具体情况，目前政策还是比较鼓励园区主体成立售电公司的。

6、作为第三类售电公司，对非新增的电力用户，如何能有效整合获取？售电侧开放初期，电网企业售电公司是否可以降电价销售？可以的话，其它售电公司如何与电网背景售电公司竞争？

这两个问题我统一回答吧，坦率的说，如果没有其他核心竞争力，用户粘性仅靠价格战很难建立。如何提高客户粘性与市场竞争力，一是有足够的电源支撑，至少有部分尖或者峰荷可以平衡掉；二是抢占配网资源进而黏住用户，当然还包括多种能源同时提供，热电联供是最强悍的一种粘性；三是通过产业链整合快速形成客户粘性，比如上下游服务整合到电费中去；四是提升ICT水平，提高运营效率。

7、售电公司的组织机构怎么架设？支持的信息系统有哪些？你如何看待，售电公司需要找电网去结电费？

售电公司主要包括基础支撑（人财物IT）、营销（账务、市场、客服、计量）、生产（资产运营）、调度（计划、市场、运行）等等部门组成，这个是电网公司摸索了几十年血泪的经验教训，但是不能照抄必须根据实际情况设计。系统包括ERP、资产管理、营销管理、调度计划管理、市场交易结算等等，售电公司结算电费是个很敏感的话题，目前很多细则还无法厘清。

8、市场发现价格，但是目前大多地方政府要求发电企业在大用户直接交易中被降价，如果加强政府监管，如何监管维护市场正常秩序？

目前这种政府拉郎配的强行做法，强行要求降低电价，这是电网退出大一统格局后，新的市场空白又被新的垄断形式占据，当然这种非市场行为未来在真正市场规则的作用下，相信会逐渐被规制吧。