中国储能网讯：“9号文”中提到了6类售电主体，分别是：高新产业园区或经济技术开发区、社会资本投资、分布式电源用户或微网系统、供水供气供热等公共服务行业和节能服务公司以及发电企业。关于电网公司能否参与售电，其中并未明确。随着售电公司的配套文件出台在即，一些“电网公司不宜参与售电”的舆论不绝于耳。按照“9号文”所说：“电网企业应按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力的用户也有电可用”。因此，电网企业向居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用户售电，应该是不存在争议的。关键是，电网企业能否参与竞争性售电市场？本文通过分析欧美各国电力市场后发现，改革成功的关键，并不在于哪些售电主体可以进入，而是合理的市场规则安排。

输电公司参与售电的历史

为使电改平稳过渡，各国大多采用的是逐步开放用户的方式：根据用电量由大到小，先开放大工业用户，再开放商业用户，最后是居民用户。过渡时期，承担“兜底”服务的供电商大多是改革前的电力公司。市场全面开放后，有些用户因种种原因未选择更换供电商，这些电力公司则继续开展售电业务。

以澳大利亚维多利亚州为例，电改前主要有3家垂直一体化的电力公司，分别是AGL、Origin Energy和Energy Australia (前身是TRU energy公司)。2002年1月起，维多利亚州首先开始电改，允许新的售电商进入，向年用电量超过160兆瓦时的用户售电。其余用户的电价受管控，仍由原3家电力公司负责。2012年维多利亚州电力市场全面放开，许多新的售电公司加入，但3家电力公司仍占据主要市场份额，为72.1%（如图1所示）。

美国宾夕法尼亚州也是如此，1997年电力市场开放后，原有电力公司（PECO、PP＆L、West Penn Power、Duquesne Light & Power、Met-Ed、Penelec、Pike County Light & Power和UGI）继续负责输电线路和所属区域的电力销售。用户可自由选择各种类型的供电商，可以是原有电力公司，也可以是独立售电商。对用户而言，转换供电商对其日常用电影响不大，因为报装、计量、抄表、抢修复电等各类供电服务仍由当地电力公司负责。如果用户未选择其他供电商，原电力公司则继续承担售电义务，由政府设定电价“上限”。2011年1月，所有类型的价格“上限”被取消，各类型售电公司可以以更低的电价与原电力公司竞争。但2014年美国东部电力客户满意度调查显示，排名前5的电力公司中，有4家仍是原电力公司（如图2所示）。

因此，与普通商品市场有批发商、分销商和零售商等角色相类似，各国售电主体也包括发输配售一体、发售一体、配售一体以及独立售电商等多种形式。

1.发输配售一体的公司拥有发电厂、输电线路、配电线路、变电站以及售电公司等。例如，美国PP＆L公司拥有1300英里（约2092千米）的230～500千伏输电线路，3.5万英里（约5.6千米）的配网架空线路，并向美国宾夕法尼亚州、肯塔基州和英国的1050万用户售电。

2.发售一体的公司既有发电厂（包括煤电发电厂、煤气联合发电厂或新能源发电厂等），也有售电公司。发电商以电力批发价卖给零售商，也可以通过中长期合约直接卖给用户。大部分国家的售电主体为发售一体的公司。

3.配售一体的公司（Distributor）拥有配电线路、电线杆和智能电表等电力资产，除了售电，还需向用户提供报装、计量、抄表、抢修复电等各类供电服务。

4.独立售电商（Retailer）只负责销售业务，即开户/销户、收取电费、出具票据以及建立用户和配电商的接口等。

利用规则保障交易公平

美国很多电力公司都集发、输、配、售电业务为一体，为避免各业务间的关联交易，主要是从组织关系和交易规则两方面进行规制，下面以PP＆L公司为例：

组织关系方面，PP＆L公司各业务环节成立独立的子公司，互不影响（如图3所示）。发电业务主要由PPL Energy Supply companies负责，电源涵盖煤、天然气、光伏和风能等多种类型；PPL Electric是输电公司，主要负责输电线路及设备的建设运维，以及辖区内的兜底服务，但电网调度和管理由PJM负责；配电业务主要与发电或售电公司一起； PPL Energy Plus则负责电力和天然气的销售。

交易规则方面，美国联邦能源监管委员会（FERC）对PPL Electric的输电成本核算有严格规定。在申报输电成本时，PPL Electric需列明具体的项目费用，包括：土地使用费及用途、输电线路材料费、预付款、折旧费用、运维费用、税收等。任何项目费用用途不清或标价不合理，FERC将酌情对申报费用进行核减，以确保输电成本全部用于输电相关业务。例如2011年，PPL曾向FERC申请3260多万美元的土地使用费，用于建造输电线路。但FERC认为PPL未解释清楚这笔费用如何用于输电线路建设，而不是用于售电业务，于是最终只批复了444.78万美元。同时，PPL Electric作为兜底服务商，也要向供电商买电，以满足兜底用户的电力供应。美国公用事业管制法对交易规则有一套严格的标准，即使PPL Electric从PPL Energy Plus购电，也得不到额外的好处，这便杜绝了纵向一体电力公司关联交易的可能。

相反，如果规则设计不合理，即使将输电公司排除在售电业务之外，也可能形成新的垄断。例如，英国、澳大利亚等国的输电网由国有电力企业所有，不允许参与售电业务。但近几年发、售电公司的纵向整合，对其他独立售电公司却形成了新的壁垒。例如2003—2012年，尽管澳大利亚维多利亚州新增了14家售电公司，但原有3大电力公司仍占据主要市场份额。且2011年独立售电商Country Energy被Origin Energy收购后，3大电力公司的售电份额出现反弹，增至72.1%（如表1所示）。英国电力市场也同样被发售一体公司占据，2008年独立售电商从最初的14家减至5家，市场份额仅为0.3%；法国、瑞典和斯洛文尼亚等国甚至没有独立售电商（如表2所示）。

究其原因，主要是发、售电业务纵向一体化的经营方式，确实能为企业带来更多的利益。

1.有利于降低交易成本。发售一体的公司能更及时地获取供需双方的报价、需求量等信息，有利于调整发电出力和报价计划，或者与用户签订短期合同以平衡供需。反之，独立售电公司则面临更大的电价波动、无法满足用户电力需求等交易风险。

2.有利于平衡内部盈亏。发、售电市场的发展周期不同，发售一体的公司可依势调整经营策略，以平衡内部成本。例如，上世纪90年代中，英国销售电价受政府管控，但发电价格较高，发售一体公司此时大力投资电厂，发电带来高额利润。但2000年，发电产能过剩导致发电价格大跌，而此时电改释放售电市场利润，发售一体公司通过经营售电业务，弥补发电损失（如图4所示）。

但发售一体公司的这些“优势”，也可以通过机制设计来化解。例如，英国NETA市场为了保持电力系统平衡，制订了“非平衡机制”（cash-out arrangements）。如果双边交易的一方实际发电量或售电量未达到合同签订量，则需要支付高额的“非平衡费”。当市场流动性较强、信息透明度较高时，任何一家售电公司均能及时购买缺口的电量，发售一体公司并无竞争优势；但如果市场竞争不够充分，发电一体公司更容易从集团发电厂购电，而独立售电商则可能因为找不到发电机组，面临违约风险。

另外，国外电力市场经验表明，市场对售电公司提出的承担信用保证、环保责任以及兜底服务等要求，将对规模较小的独立售电公司造成经营负担。经过激烈的市场竞争后，留下来的可能主要是有集团背景或规模较大的售电公司。

我国电网企业在售电中的角色

从国外经验看，有输电业务的电力公司并非不能参与竞争性售电业务。而且改革前的电力公司在配网运维、用电安全检查、抄核收管理、客户管理等方面已积累了较丰富的经验。在电改过渡期，继续让其参与竞争性售电，既有利于保障电力可靠持续供应，又可作为其他售电主体的参照对象。

但在我国，为何各方对电网企业参与竞争性售电的争议较大？主要原因是“9号文”未提出调度分离，交易机构要求的是“相对独立”。人们担心电网企业一旦进入竞争性售电市场，可能既当运动员又当裁判员，无法实现电力交易的公平公正。

当然，在交易机构的运作方式尚不明确的情况下，这种担心不无道理。但试想，如果市场规则得以完善，交易机构作为中立机构公平安排购售电计划，调度中心按照交易机构传递的交易计划组织调度，电网公司售电与输电成本分开核算，是否还该质疑电网公司参与竞争性售电的合理性呢？

因此，相比纠结于电网企业能否参与竞争性售电，更重要的是研究如何制定科学合理的市场规则，让不同类型的售电主体能无歧视地参与售电业务，构建公平良性的市场环境。