电力改革背景下绍兴供电公司售电业务市场战略研究

1、电力改革背景下绍兴供电公司售电业务市场战略研究34目 录第一章 前 言1第二章 售电侧市场放开政策解读及趋势分析42.1售电侧市场放开现状分析42.1.1 国家层面政策文件出台现状42.1.2 试点省份售电侧市场放开现状52.1.3 浙江省售电侧市场放开现状62.1.4 当前售电侧改革存在的问题72.2 售电侧市场放开未来市场格局分析102.2.1 售电侧市场主体112.2.2 售电侧市场主体权责122.2.3 市场交易机制132.2.4 售电侧市场生态分析142.3公司售电侧业务未来发展方向分析152.3.1 保底供电服务和电力普遍服务方面152.3.2 竞争性售电业务方面16第三章 售电侧

2、市场放开后的竞争对象及潜在竞争对手研究183.1 竞争对象分析193.1.1 产业园区193.1.2 大用户193.1.3 工商业用户203.1.4 居民、农业、公益性用电用户203.2 潜在竞争对手分析213.2.1 地方能源企业成立的售电公司223.2.2 大型发电集团成立的售电公司233.2.3 地方电厂成立的售电公司243.2.4 高新园区或开发区成立的售电公司253.2.5 互联网企业成立的售电公司263.2.6 电力相关行业成立的售电公司273.2.7 节能服务公司成立的售电公司273.2.8 分布式能源和微网成立的售电公司283.2.9 供水供热供气等公共服务行业成立的售电公司2

3、9第四章 公司当前面临的形势及存在的问题分析304.1公司面临的形势304.1.1 市场份额下降304.1.2 优秀人才流失304.1.3 法律依据缺失314.1.4 运营风险加剧314.2 公司存在的问题324.2.1 市场化竞争意识尚未形成324.2.2 市场化竞争能力有待提高324.2.3 市场化运营机制尚不健全334.2.4 自备电厂监督管理仍需强化34第五章 售电侧市场放开应对措施研究355.1全力加强政企关系维护355.1.1主动作为加强沟通， 确保公司改革诉求355.1.2密切联系地方政府，严守公司原则底线365.1.3尽快修订法律法规，明确工作法律支撑375.2建立适应竞争管理

4、机制375.2.1优化组织机构设置，构架O2O营销管理体系375.2.2完善人才吸引机制，严防核心骨干流失375.2.3提高物资使用效率，确保后勤保障质量385.3提前完成售电网络布局385.3.1建立常态沟通机制，及时掌握增量配网信息385.3.2坚持需求导向原则，提前谋划配电市场395.3.3加快业扩配套工程，快速接入抢占客户群体405.3.4优化配电网架结构，提高供电可靠性405.3.5探索尝试混改模式，转变思想合作共赢415.4全面巩固优质客户资源415.4.1开展“一站式”报装服务，提升用户接电体验415.4.2开展“电管家”售后服务，提升用户用电体验425.4.3开展“客户忠诚度计

5、划”，提高客户消费粘性425.4.4定制用户用电套餐，提升增值服务水平435.4.5优化服务渠道建设，加强客户关系管理445.5加快构建“互联网+电力营销”信息系统445.5.1加强大数据利用，搭建精准营销数据平台445.5.2开展标签库管理，实现客户行为精准画像455.5.3精准化需求预测，优化公司资源配置465.6切实加强风险防控管理465.6.1引导形成账户预存模式，规避电费风险465.6.2加强电网安全运营管理，严抓电能质量475.6.3规范供用电合同的条款，规避法律风险475.6.4推动政府规范市场机制，维护公司利益485.7大力推广电能替代战略485.7.1坚持政府引导，积极争取政

6、策支持485.7.2建立潜力模型，针对性开展推广计划495.7.3加强内部协同，提高项目落地速度505.8着力提高保底服务质量505.8.1推广服务调度模式，提高用户服务感知体验505.8.2深化电费精益管理，推进电费业务智能化转型515.8.3加快建设智能计量，提升采集数据应用水平515.8.4开展线上报修服务，提高智能抢修服务水平525.9严格加强自备电厂管理525.9.1协助政府完善管理，加强准入监管525.9.2监督承担社会责任，依法缴纳费用535.9.3推进设备升级改造，实现环保高效535.9.4引导电厂燃煤消减，推广清洁能源535.10持续提升品牌建设力度545.10.1实施全流程

7、闭环管理，提高客户满意度545.10.2打通各类媒体渠道，提升品牌价值545.10.3转变既定宣传模式，紧密联系热点545.10.4强化宣传组织管理，抓好舆情管控55第六章 结论与建议566.1结论566.2建议586.2.1 对公司的建议586.2.2 对政府的建议60第一章 前 言2015年以来，随着关于进一步深化电力体制改革的若干意见（以下简称“9号文”）和6大改革配套文件的出台、用电检查管理办法等原有电力行业部分行政规章被废止，新一轮电改正式拉开大幕，多个省份相继启动了电改试点工作。2016年1月12日，在袁家军常务副省长组织牵头下，浙江省发改委、能源局制定了浙江省电力体制综合改革试点

8、方案编制工作计划（征求意见稿），规划了浙江省电力体制综合改革试点的时间进度表，省内电改正式提上议程。其中，售电侧改革作为本轮电改的重点之一，将极大地影响电力市场的终端销售模式，对公司的运营和发展产生重大而深远的影响。9号文明确指出，“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务”，各类售电主体将在销售终端与公司形成直接竞争。当前，省内大用户直购电范围已经进一步扩大，多家售电公司已经成立，售电侧市场放开的程度逐渐加大，公司发展面临营业区缩小、优质客户流失、市场份额降低、销售收入减少、优秀人才流失等严峻形势。因此，如何提升自身核心竞争力，在市场竞争中占据主动，实现有效巩固存量市场、全力抢占增量市

9、场的工作目标，已经成为摆在公司面前一个迫在眉睫的问题。针对上述情况，公司党组要求深入开展售电侧市场放开应对措施的研究。课题组按照“分析外部环境，剖析内部问题，提出解决措施”的整体思路，通过解读电改系列政策，分析调研试点省份的开展情况，总结试点经验，研究未来售电侧市场格局和公司发展方向；通过对竞争对象和潜在竞争对手的研究，分析梳理了公司当前面临的挑战及存在的问题。在此基础上，按照“以强化政策保障为前提，以提升竞争能力为主线，对内优化管理机制，对外增强服务水平”的原则，研究提出相应的应对举措，主要包括建立适应市场竞争的管理机制、提前完成售电网络布局、加快“互联网+电力营销”的信息系统重构、全面巩固

10、优质客户资源等几方面，以期为公司的转型发展提供思路和借鉴。本课题参考的主要政策文件和研究报告如下：1.关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发20159号）2.关于推进输配电价改革的实施意见（发改经体20152752号）3.关于推进电力市场建设的实施意见（发改经体20152752号）4.关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见（发改经体20152752号）5.关于有序放开发用电计划的实施意见（发改经体20152752号）6.关于推进售电侧改革的实施意见（发改经体20152752号）7.关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见（发改经体20152752号）8.新型产业园区服务（建设）快速响

11、应机制研究9.浙江省电力体制综合改革试点方案编制工作计划（征求意见稿）10.关于印发进一步提升业扩报装服务水平实施意见的通知 浙电办2016140号11.关于印发客户经理管理办法（试行）的通知 浙电规201523号12.关于下达公司2016年重点工作任务的通知 浙电办2016171号第二章 售电侧市场放开政策解读及趋势分析2.1售电侧市场放开现状分析2.1.1 国家层面政策文件出台现状2015年3月，中共中央、国务院正式发布的9号文是本轮电力体制深化改革的核心文件，其主要内容可以概括为“三放开、一独立、一深化、三加强”，并配套一系列的实施细则。截止目前，已经制定并公布11个配套文件和3个征求意

12、见稿。从整体上看，该系列文件按照发电侧市场、输配电市场、售电侧市场、市场运营机构及规则四大方面组织构化了电力市场化运营的模式，如图2.1所示：图2.1 系列文件结构图针对售电侧市场，9号文明确指出，“稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务”，内容包括“鼓励社会资本投资配电业务、建立市场主体准入和退出机制、多途径培育市场主体、赋予市场主体相应的权责”等几个方面。关于推进售电侧改革的实施意见和电力市场监管办法（征求意见稿）两个文件在9号文的基础上对其进行了一定程度的细化。前者对售电侧市场主体及相关业务职责、市场组织实施规则进行了明确；后者对市场中各主体的资质、业务及市场行为如何进行监管提出

13、了详细的要求。2.1.2 试点省份售电侧市场放开现状2015年以来，国内已有多个省份相继开始了电力市场化改革的试点工作。其中涉及售电侧改革的，有贵州、云南、山西3个综合试点省份，重庆和广东2个售电侧改革试点省份。从这些已经公布的省级改革试点方案来看，一般具有以下特点：一是普遍同时放开配售电业务，但多个省份增量配电投资放开突破电改文件要求。如内蒙古试点方案中提出，在试点范围内成立具有市场竞争力的配售电公司，与蒙西电力公司一同参与配售电业务市场竞争，配电业务为增量配电网建设，按照电力体制改革进程逐步从售电业务推行发到配售电业务。云南省提出鼓励以混合所有制发展配电业务。二是大多依托工业园区开展改革试

14、点。各地经济下行压力较大，工业园区作为大工业用户集群，通过改革降低电价的需求迫切，同时用户数量较少利于管控。如重庆改革方案提出，园区配电投资建设采取招标方式，在两江新区试点区域内投资建设输配电线路，形成配售用一体化经营。江西南昌临空经济区、内蒙古包头市国家级生态铝产业园区、湖南长沙高新技术产业开发区等多地也均提出依托工业园区开展改革试点。三是采取发配售等上下游产业延伸模式。试点方案大多计划打造发电、供电、高耗能等能源与用能产业上下游配套产业集群，通过相关企业重组、相互参股等形式，实现发配售一体化发展模式。如内蒙古通辽霍林河形成了煤电、风电、电解铝的产业集群，内蒙古包头国家级生态铝产业园内形成了

15、火电、电解铝及铝深加工产业聚集。北京京能公司提出，以建设示范性的“智慧低碳新区”为目标，规划建设北京海淀北部新区新能源微电网示范项目，开展包括新能源电源建设、配网建设和售电、热（冷）源热（冷）网建设和售热（冷）、储能在内的能源综合服务业务。四是地方政府通过试点降低电价、拉动经济意愿强烈。在已开展综合改革试点的贵州省，截至2015年10月，交易均价比目录电价每千瓦时降低5.48分。云南省也通过市场化交易降低了企业用能成本。各地所报试点方案也普遍预期通过售电改革释放改革红利，降低工商业用户用能成本。重庆试点方案提出，按照“电厂价格让一点、输配电价低一点、所有基金附加（除农网、可再生能源外）全免”的

16、思路，将到户价格控制在0.55元/千瓦时以内。2.1.3 浙江省售电侧市场放开现状（1）政策出台情况2015年1月12日，浙江省发改委、能源局联合发布了浙江省电力体制综合改革试点方案编制工作计划（征求意见稿），将售电侧放开，引入市场竞争，打破市场壁垒作为其中的一项重要内容。同时，规划了浙江省电力体制综合改革试点的时间进度表，计划于3月份前完成各专项试点方案，6月份前完成国家批复，9月份后各项改革试点正式实施。（2）售电公司成立情况自9号文发布以来，以发电企业为主的社会资本纷纷注册成立售电公司，积极抢滩售电市场，根据有关媒体报道，全国目前大约已注册500家售电公司，但真正开始试点的多是以配售电公

17、司和发配售一体化的公司模式。其中，浙江已有9家，分别是浙江兴能售电有限公司（杭州高新区）、宁波甬能售电公司（鄞州区）、宁波三星新能售电有限公司（江北区）、东阳市横能售电有限公司、中煤机械集团售电有限公司（温州乐清）、温州苍南新电能源有限公司、衢州汇亮售电服务有限公司、台州永能售电公司、台州埮煊售电有限公司（临海），注册资金在1000万至5000万之间。除此之外，包括省能投公司在内的各类电力行业相关企业，以及阿里巴巴等社会资本，均在谋划成立售电公司，涉足售电领域。（3）大用户直接交易情况2014年10月，浙江省经信委出台了浙江省电力用户与发电企业直接交易试点实施方案（试行）（浙经信电力20144

18、53号），首先将电压等级为110千伏及以上、符合国家产业政策的大型工业用户纳入试点直接交易对象， 2014年12月至2015年12月，首批试点有33家电力用户和12家发电企业，共完成直接交易电量35.91亿千瓦时，占全省大工业用电量的2.12%。按照浙江省电力用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案（浙经信电力2015480号）要求，2016年电力用户直接交易的电压等级将扩大至35千伏，预计参与直接交易的用户将达到350余户，直接交易电量147亿千瓦时，预计占到全省大工业用电量的8%。2.1.4 当前售电侧改革存在的问题立足9号文，从目前已发布的关于推进售电侧改革的实施意见、电力市场监管办法（征

19、求意见稿）、地方电改试点方案，以及各地提交发改委征求意见的试点方案来看，当前售电侧改革存在以下几方面问题：一是存在行政指定售电主体、指定经营区域、指定参与用户等非市场化行为。重庆改革方案提出由政府主导，三峡集团、国家电投、大唐电力、华润电力等参股组建三家配售电公司开展售电侧改革试点。江西省提出，由国家电投与南昌临空经济区城投发展公司共同出资，成立国家电投南昌临空经济区售电公司，开展售电侧改革试点。湖南长沙高新技术产业开发区试点方案提出，由国家电投和威胜集团成立合资公司，开展园区新增配电网络投资和售电业务，与市场公平开放原则相违背。二是存在发电企业在试点区域同时投资电源、输配电和售电业务。如江西

20、改革方案提出由国网江西省电力公司、国电投江西公司、南昌临空经济区管委会和社会资本共同出资，成立配电公司。内蒙古通辽市提出，由国家电投依托霍林河循环经济示范工程，成立蒙东能源配售电公司，实行发输配售一体化运营。不仅涉及到增量配电投资，还涉及存量配电，甚至输电网投资，突破了电改文件要求，形成局部地区新的厂网不分、实质意义上的自供区和发配售一体化新型垄断，侵害用户自由选择权，损害用户利益，不利于构建竞争的市场格局。同时，会造成一供电营业区有多家配电运营主体的问题，产生交叉供电、重复建设、协调成本增加、安全运行风险加大。三是存在地方政府行政指定降价的问题。如重庆试点方案提出，试点过渡期间，试点区域内每

21、个电压等级用户执行相同水平的输配电价，不按两部制电价规定执行。国家发改委在重庆试点批复文件中明确指出，试点地区要坚持正确的改革方向，确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏；试点工作要始终坚持市场定价的原则，避免采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价。四是存在地方政府突破电改文件，要求售电公司承担电费结算、开票的问题。如重庆提出，售电公司售电的用户电费纳入售电公司经营收入，并由其开具发票。违反了电费结算文件要求。中发9号文及配套文件明确提出，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并向发电企业和售电公司支付电费。 五是存在部分电费结算依据缺失的

22、问题。如关于推进售电侧改革的实施意见中提出“电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费”。但是，由于电力交易机构只涉及参与市场交易的部分电量和电价，并不掌握其余通过售电公司购买电力的那部分电量及电价；同时，各售电公司的终端销售电价不尽相同，且自由掌控度较高，如果单从电力交易机构获取结算依据，将可能导致电网企业针对这部分电量的收费和结算工作无从开展。因此，亟待建立相关售电公司的电价信息披露及报备机制。六是部分省份存在公用电厂违规转为自备电厂的问题。发电企业在工业园区直接建设线路供电，形成相对独立的自供区，造

23、成事实上的公用电厂转自备，逃避交叉补贴、系统备用费、辅助服务、政府性基金及附加等应缴规定费用，造成其发电成本较低，影响市场竞争公平性。如江西试点方案提出，根据用户的性质和用电规模，实行差异化的供电模式，对于特大用户，充分利用区内新建电厂的优势，探索开展网源优先供电模式。七是在售电公司委托电网企业提供电力普遍服务时，存在一定的安全风险和法律风险。如关于推进售电侧改革的实施意见中提出“社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任义务”，但同时也规定了“电网企业须提供电力普遍服务，无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、

24、维修、收费等各类供电服务”。因此，当此类售电公司提出上述要求时，电网企业将不得拒绝，从而有可能出现电网企业在不拥有产权的配电网资产上开展报装、维修等工作的情况，存在一定的安全风险和法律风险。2.2 售电侧市场放开未来市场格局分析根据电改9号文及其配套文件，未来整个电力市场的整体格局按照市场主体来分，可以分为发电企业、交易机构、电网企业、售电主体和电力用户五大类，如图2.2所示：图2.2 未来电力市场格局全景图其中，与售电侧市场紧密关联的主要是电网企业、售电公司和电力用户三大类。2.2.1 售电侧市场主体（1）售电侧市场主体类型售电侧市场主体包括电网企业、售电公司和用户。电网企业：是指拥有输电网

25、、配电网运营权（包括地方电力公司、趸售县供电公司），承担其供电营业区保底供电服务的企业。售电公司：主要可以分为三类：电网企业的售电公司；社会资本投资增量配网，拥有配网运营权的售电公司；独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。除第一类以外，其余两类均可以由以下几种社会主体组建：1）发电企业；2）符合条件的高新产业园区或经济技术开发区；3）社会资本；4）分布式电源或微网；5）供水供热供气等公共服务业和节能服务公司5大类。用户：包括有选择权的用户和无选择权的用户。其中，无选择权用户是指市场放开初期不参与市场竞争的用户，包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生

26、活用电，并享有优先购电。重要公用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位。随着市场的进一步放开，无选择权用户也将逐渐转化为有选择权用户。（2）售电侧主体准入标准关于推进售电侧改革的实施意见对售电侧市场主体准入提出了较为明确的要求。售电公司：必须进行工商注册具有独立法人资格；同时将年可售电量根据资产总额进行了划分，资产总额在2千瓦至1亿元人民币的年可售电量不超过6至30亿千瓦时，资产总额在1亿元至2亿元人民币的年可售电量不超过30至60亿千瓦时,2亿元以上的无限制；拥有配网运营权的售电公司注册资本不

27、低于其总资产的20%，且应取得电力业务许可证（供电类）；需要拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及相关专职专业人员。用户：主要指可参与直接交易的用户，应符合国家产业政策，能耗、环保均应达到国家标准；拥有自备电源的应按规定承担政府性基金、交叉补贴和系统备用费；微电网用户应满足微网接入条件。各类主体均应向省级政府或授权部门申请、公示、纳入年度公布的市场主体目录，实行动态管理；纳入目录的主体在交易机构注册后，方可参与胡交易。2.2.2 售电侧市场主体权责（1）电网企业一是要承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。当售电公司

28、终止经营或无力提供售电服务时，由电网企业向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户供电，按照政府规定收费。若营业区内社会资本投资的配电公司无法履行责任时， 由政府指定其他电网企业代为履行。二是要对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电。包括无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务；保障电网公平无歧视开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息；在保证电网安全运行的前提下，按照有关规定收购分布式电源发电； 受委托承担供电营业区内的有关电力统计工作。三是要承担市场主体的电费结算责任。按规定向交易主体收

29、取输配电费用 （含线损和交叉补贴），代国家收取政府性基金；按照交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。鼓励以混合所有制方式发展配电业务。 （2）售电公司售电公司以电力销售为主营业务，同时可提供合同能源管理、 综合节能和用电咨询等增值服务。当由社会资本投资增量配电网绝对控股的，即拥有配电网运营权，同时拥有供电营业区内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。（3）用户有选择权的用户符合市场准入条件，可以直接与发电企业交易，也可

30、以自主选择与售电公司交易，或不参与市场交易，仍由电网企业供电，按照政府规定电价标准付费。无选择权的用户按照政府定价，从电网企业购电，并享有优先购电权。2.2.3 市场交易机制市场交易方式包括批发和零售，批发交易主要针对在交易机构注册的市场主体，其可以通过交易中心集中交易，也可以开展自主双边交易；零售交易是指由售电公司购电后转售给电力用户。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。参与市场交易的用户最终购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金三部分组成。结算方面，电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，归集交叉补贴，代收政府性基

31、金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。2.2.4 售电侧市场生态分析根据是否具有售电这一职能，可以将售电侧市场三大主体归为两类，即售电主体和电力用户。其中，售电主体包括可参与市场化售电业务的各售电公司，也包括承担保底供电服务的电网企业。各售电主体与用户之间的生态关系如图2.3所示：图2.3 未来售电侧生态图电网企业：将承担其供电营业区内的保底供电服务。当售电公司掌握某个区域的配网运营权时，首先由该售电公司负责提供保底供电服务；在其终止经营或无力提供售电服务时，则由电网企业承担该区域的保底供电服务，并按照政府规定收费。电网企业的售电公司：将以独立的身份进入售电市场开展竞争性售电业务，

32、以自身的人才、数据、技术、品牌优势争夺优质电力客户，并向电网运营企业支付相应的过网费；也可通过投资增量配网，获取配网运营权，转化为拥有配网运营权的售电公司。拥有配网运营权的售电公司：将以其配网优势优先抢占其运营范围内的客户资源，并承担其相应的保底供电服务；同时，既可通过投资增量配网，扩大其配网运营权，也可直接参与竞争性售电业务。此类售电公司的社会投资主体，将以发电企业、社会资本、产业园区等类型为主。独立的售电公司：将主要参与竞争性售电业务，通过利用其投资主体在某一方面的特定优势，争夺优质电力客户，并向电网运营企业支付相应的过网费；也可通过投资增量配网，获取配网运营权，转化为拥有配网运营权的售电

33、公司。2.3公司售电侧业务未来发展方向分析2月29日，国家电网公司总部召开系统内售电侧改革电视电话会议，传达了刘振亚董事长关于“主业暂不参与竞争性售电、集体企业可以试试水”的指示精神，明确了公司在售电侧改革中应坚持的原则和底线。因此，根据电网企业及其售电公司在未来售电侧市场格局中的定位，以及本次电视电话会议精神，公司售电侧业务未来发展方向基本已明确为以下两个方面。2.3.1 保底供电服务和电力普遍服务方面在未来的电力市场中，公司将不再是集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况，转变为主要从事电网投资运行、电力传输配送、负责系统安全和保障电网无歧视开放、履行电力普遍服务义务。盈利模式将由传

34、统购售差价收入转变为以收取过网费为主。在售电侧，公司将承担其供电营业区内不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户的保底供电服务，保障居民、农业、重要公用事业和公益性服务的基本供电，并承担其他售电公司退出后的兜底责任；无歧视地向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务，负责电费结算，归集交叉补贴，代收政府性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。2.3.2 竞争性售电业务方面（1）公司直接参与竞争性售电业务有制约从电力市场监管办法（征求意见稿）公布的情况看，电网企业参与竞争性售电业务将受到严格的制约。首先，在人员、资金、信息等方面，要求市场化售电业务与输配电业

35、务、调度业务、非市场化售电业务隔离。其次，在公司运作方面，要求电网企业的售电公司应具有独立法人、独立运营，且要做到市场化售电业务办公分离、财务独立、信息隔离。然后，在与交易中心的关系上，提出了电网企业选择参与竞争性售电业务或选择拥有电力交易机构的“二选一”模式，即，所在地区电力交易机构采取电网企业子公司的情况下，电网企业所属售电公司暂不开展竞争性售电业务。第一条对公司直接参与竞争性售电业务提出了严格的制约；后两条，则规定了公司所属的售电公司若要开展竞争性售电业务的前提。目前，北京、广州两大电力交易已于3月1日相继挂牌成立。其中，广州电力交易中心为南方电网公司控股组建的股份制公司，北京电力交易中

36、心为国家电网公司出资5000万成立的全资子公司。因此，根据电力市场监管办法（征求意见稿），国家电网公司系统即使成立售电公司，也将暂时无法开展竞争性售电业务。这也恰巧吻合了2月29日国家电网公司系统售电侧改革电视电话会议精神，使得公司现阶段成立售电公司直接参与竞争性售电的可能性大大降低。（2）公司集体企业可试水参与市场化售电业务现阶段，电网企业直接参与竞争性售电市场，除了将受到严格限制外，还将面临着一系列其他问题。一方面，将影响输配电价的定价水平。由于电网企业职工薪酬、相应资产投资成本和输配电服务成本都已计入输配电价的核定成本，一旦将从事竞争性售电业务的人员、资产直接独立出来，势必将对输配电价的

37、核定造成不小的影响，不利于其正确合理的反映当前电网的实际成本情况。另一方面，直接在电网企业的从业人员中进行独立划分，由于涉及到工作模式、体制机制等的转变，也将极大地影响职工队伍的稳定，不仅不利于队伍团结，还将对员工工作质量、企业稳定发展造成无法预计的影响。因此，在售电侧市场放开初期，由公司集体企业成立售电公司，试水参与竞争性售电业务，探索新型业务模式、盈利模式和商业模式，将不失为一条可取之路。第三章 售电侧市场放开后的竞争对象及潜在竞争对手研究从国内外电力体制改革的经验来看，售电侧市场放开将首先开展大用户与发电企业的直接交易，再逐步放开增量配电投资业务，多途径培培育售电主体，改变只有单一卖方的

38、局面，从而形成“多买多卖”市场化竞争格局。因此，在未来的售电市场中，按照竞争的维度不同，可以将公司所面对的市场主体分为竞争对象和竞争对手两个层次。前者是指公司和各售电主体直接争夺的终端用户，即买方；后者是指与公司产生竞争关系的各类售电公司，即卖方。其中，竞争对象主要有四类：产业园区，大用户，工商业用户，以及居民、农业、公益性用电用户。公司的潜在竞争对手主要是指由以下各类主体成立的售电公司，包括地方能源企业、大型发电集团、地方电厂、高新园区或开发区、互联网企业、电力相关行业、节能服务公司、分布式能源和微网、供水供热供气等公共服务行业，如表3.1。表3.1 竞争对象及潜在竞争对手优先级竞 争 维

39、度竞争对象潜在竞争对手1产业园区地方能源企业成立的售电公司2大用户大型发电集团成立的售电公司3工商业用户地方电厂成立的售电公司4居民、农业、公益性用电用户高新园区或开发区成立的售电公司5互联网企业成立的售电公司6电力相关行业成立的售电公司7节能服务公司成立的售电公司8分布式能源和微网成立的售电公司9供水供热供气等公共服务行业成立的售电公司3.1 竞争对象分析3.1.1 产业园区产业园区一般是按照产业聚集发展的客观要求，在一定的地域空间范围内，通过集中配置基础设施并制定一系列相关优惠政策，吸引或引导企业相关配套产业向该地域聚集的一种产业空间组织形式。据统计，省内现有各类产业园区195个，其中，国

40、家级25个，省级59个，地市级34个，县级77个；仅84个省级及以上产业园区，电力用户总数就达54.12万户，2015年用电量达553.64亿千瓦时，约占全省用电量的21%。特点：一般具有相对较大的地域和用户规模，用户类型可以是单一化的产业集聚，也可以是多样化经济开发区，以优质电力用户（如大工业、商业等）为主，负荷比较集中，且用电量相对较大，对供电可靠性要求较高，负荷相对平稳；电价水平相对较高；配套电网建设运维投入产出比相对很高；对于那些新增或改扩建的产业园区，容易形成增量配电市场，从而锁定其中的优质电力客户，是未来售电市场中极其重要的潜在增量市场，也是地方政府扶植售电公司的“温床”。市场行为

41、：一是将整个产业园区作为一个整体，以园区内一家或几家大型企业为主体，形成统一的购电主体，以“团购”的形式参与电力批发市场交易，进一步压低单个企业的购电成本。二是以分散形式向电网企业或售电公司购电。因此，产业园区将是公司必须重点争夺的优质客户资源。3.1.2 大用户特点：负荷特性相对平稳、用电量大、单位电量供电成本低，是当前公司重要的利润来源；此类用户重点关注电价水平，价格敏感度较高，售电公司的优惠电价、发电企业的直接交易对其有很大的吸引力，忠诚度较低；单位电量的购售电价差较大，配套电网建设运维投入产出比相对较高；部分高新技术企业对供电可靠性要求突出，售电公司可以通过高可靠性电价取得额外收益。市

42、场行为：一是通过双边交易或集中撮合，与发电企业进行直接交易，减少中间环节，降低售电价格。二是通过电力交易机构进行现货交易，作为直接交易的补充。三是通过售电公司进行购电，不参与直接交易。因此，大用户将是公司重点争夺的对象。3.1.3 工商业用户特点：单个用户的用电量不如大用户，但数量众多，整体用电量相对较大，2015年普通工商业用户的用电总量占全省售电量的20.40%，有非常大的利润空间；其对各类增值服务有一定的需求，选择供电商时更加重视其综合条件，电价、服务、供电可靠性等；常年的电力需求趋于稳定，不会经常性的更换售电商，有较高的忠诚度；电价水平最高；配套电网建设运维投入产出比相对稳定。市场行为

43、：售电市场放开初期，由于对参与直接交易的大用户有用电容量的要求，因而普通的工商业用户将选择通过售电公司进行购电。售电市场放开后期，将与大用户无异。因此，工商业用户将是公司主要争夺的对象。3.1.4 居民、农业、公益性用电用户特点：用电需求小；电价水平低，但电价敏感度较高，舆论风险较大；配套电网建设运维投入产出比相对较低；重点关注综合服务水平；大部分用户供电可靠性要求相对较低。在改革初期交叉补贴的问题尚未解决之前，此类用户的售电利润空间相对很低，甚至为“负利润”，使得其他售电公司抢占该类用户的意愿相对不高。但是就居民用户而言，由于其相对固定的负荷特性、长期稳定的用电习惯，获取一定量的居民用户也能

44、使售电公司在优化购电决策、获取稳定收益等方面取得一定优势。市场行为：售电市场开放初期，由电网企业或者拥有配网经营权的售电公司承担保底供电服务。售电市场，这类用户可以拥有选择权，从不同售电公司买电，并享有优先购电权。因此，居民、农业、公益性用电用户将是公司需要长期维系的对象。3.2 潜在竞争对手分析公司潜在竞争对手及竞争力分析如下表所示：表3.2 潜在竞争对手竞争力分析表：优势 ：相对优势 ：无优势 ：劣势竞争力分析政策优势地域优势电价优势增量配网成本人才优势资金优势客源优势服务优势地方能源企业大型发电集团地方电厂高新园区或开发区互联网企业电力相关行业节能服务公司分布式能源和微网供水供热供气公共

45、服务行业3.2.1 地方能源企业成立的售电公司作为具有集中资本及产业运作优势的大型能源集团，其成立的售电公司主要优势在于：1）较强的地方性政策优势。隶属于省国资委，与浙江省政府关系密切，在省内将享有更多的政策支持。2）较强的地域优势。地方能源企业旗下电厂众多，数量占比居省内第一位，可利用所拥有的电厂资源，打通电力供应的上下游产业链，形成发配售一体的售电公司，并在某一区域内形成垄断，进行垄断性经营，外部企业很难与其竞争。3）较强的电价优势。一是掌握了大量的发电资源，电价上拥有天然优势；二是自己发电自己销售，财务独立，内部核算，税收方面优势明显；三是利用垂直一体化的特点，可以充分掌握电价的主动性，

46、对原材料市场的波动，具有更快的市场反应和超前的市场预判。4）较低的投资增量配网边际成本。在电厂周围尤其是新建电厂附近，同步投资增量配网，具有较低的边际成本，且将拥有更大的自由度和盈利空间。5）充足的人才储备。发电企业参与售电市场，与其他社会主体的售电公司相比，其电力专业相关人才的储备优势明显。6）较强的资金优势。企业资产庞大，有充足的现金储备可投入售电市场。7）较好的综合能源服务，稳定的客户渠道资源。如浙能集团除了发电领域外，还涉及热力、煤炭、天然气供应，节能环保等能源服务领域，具有综合能源服务优势，可以通过供热、供气服务锁定供热、供气用户的电力供应，取得稳定的客户资源。8）较灵活的营销服务手

47、段。由于具有综合能源优势，产业链完备，用能服务套餐组合多样，另外由于其更早的投入市场化运作，在市场化竞争的营销服务手段上将更加丰富。盈利模式主要体现在：1）与大用户进行直接交易，依赖其自身全产业链形成的成本优势，通过“以价换量”提高企业利润；2）通过投资增量配网，覆盖电厂周边供电范围，利用供电半径短、线损低的优势，增加盈利能力。3）利用其局部的市场份额优势，在特点时间节点、特定范围，影响市场电价，获得超额收益。4）利用其丰富的能源领域服务经验，为用户提供供热、供气、供煤及节能等一揽子能源服务，叠加增值服务收益。对公司的影响：1）作为地方国有大型能源企业，将借电改的名义，影响地方政府出台更多倾向

48、性政策，对公司造成不利；2）拥有省内绝大多数的发电资源，发电成本和发售一体经营的税收成本较低，电价具有天然优势，结合其综合能源服务优势，吸引一大批电力用户，造成公司优质客户资源流失；3）投资增量配网的边际成本较低，易在电厂周边区域形成垄断，造成公司市场份额降低、营业收入减少；4）利用其企业品牌和相对灵活的薪酬绩效体系、人才通道，招揽公司优秀管理和技术人员，造成公司优秀人才流失。3.2.2 大型发电集团成立的售电公司大型发电集团成立的售电公司的优势：1）较强的电价优势。一是掌握了大量的发电资源，尤其是水力发电，电价上拥有绝对优势；二是自己发电自己销售，财务独立，内部核算，税收方面优势明显；三是利

49、用垂直一体化的特点，可以充分掌握电价的主动性，对原材料市场的波动，具有更快的市场反应和超前的市场预判。2）充足的人才储备。发电企业参与售电市场，与其他社会主体的售电公司相比，其电力专业相关人才的储备优势明显。3）较强的资金优势。企业资产庞大，有充足的现金储备可投入售电市场。4）较灵活的营销服务手段。由于具有综合能源优势，产业链完备，用能服务套餐组合多样，另外由于其更早的投入市场化运作，在市场化竞争的营销服务手段上将更加丰富。5）较强的品牌优势。利用自身在发电领域的市场知名度，吸引电力用户前来购电，提高售电市场的占有率。盈利模式：1）与大用户进行直接交易，以较低价格为优势，通过“以价换量”提高企

50、业利润；2）参与电力交易市场，从事趸售和零售业务；3）利用全国范围内的电厂资源配置，进行跨省跨区交易。4）利用其丰富的能源领域服务经验，为用户提供供热、节能等一揽子能源服务。对公司的影响：利用其电价优势，争夺优质客户资源，造成公司优质客户资源流失、市场份额降低、营业收入减少。3.2.3 地方电厂成立的售电公司地方电厂成立的售电公司的优势：1）较强的政策优势。与地方政府关系密切，政策上将得到一定的帮助和支持；2）较强的地域优势。锁定区域内的电力用户，将所发电量针对性予以出售来达到稳定的利益收入。也可简单建设供电专线增量配网，形成发配售一体化企业，在局部地区形成新垄断。3）较强的电价优势。一是掌握

51、了发电资源，电价上成本较低；二是发售一体，财务独立，内部核算，税收方面优势明显；三是利用垂直一体化的特点，可以充分掌握电价的主动性，对原材料市场的波动，具有更快的市场反应和超前的市场预判。4）较低的投资增量配网边际成本。在电厂周围尤其是新建电厂附近，同步投资增量配网，具有较低的边际成本，且将拥有更大的自由度和盈利空间。盈利模式：1）主要依仗电价的相对优势和区域内稳定的客源来维持经济收益。由于电源离用户负荷在地理位置上相对较近，电网企业的过路费或配网自建成本相对较低，且短距离的输电将大大降低线损，这个优势将直接体现在低廉的电价上；2）由于区域性稳定客源的支持，地方发电企业并不需要花费大成本来占有

52、自己发电容量所能承受的用户需求，尤其体现在热电联产发电企业与其联动的供热供电用户，通过相对优惠的条件或供热合同约束来确保供电合同的长期有效；3）区域内配售电管理方面有巨大便捷优势，由于用电负荷的相似性和集中性，对区域内的配电设施及用户用电行为的管理都会有快捷的需求响应，对于发用双方都节约了时间成本。对公司的影响：由于地方发电企业有着巨大的地理优势和关系网优势，一旦扎根建立起来的合作伙伴关系将很难打破，作为电网企业将很难插手该区域内的供需交易，造成优质客户的流失；但由于地方电厂发电机组容量限制，水利发电受雨水气候限制，火力发电受供热、供气用户需求限制，其发电容量在一定限度内并不能占据大量的电力用

53、户，市场规模不会广泛。3.2.4 高新园区或开发区成立的售电公司高新园区或开发区成立的售电公司有两种形式，一种是由园区内用户组建，相当于大型购电单元，这种已纳入竞争对象予以分析；另一种是以当地政府为背景单独组建，一般可能具有地方国资属性，通过投资配网，成为配售一体化售电公司，在局部地区形成垄断经营。此类公司的优势体现在：1）较强的政策优势。可以较低的代价获得该区域的配网经营权，并实现实质意义上的局部垄断经营； 2）明显的配网优势。通过配网的经营权，以配网过网费的形式提高其他售电公司的进入门槛，实现区域性的垄断经营。盈利模式：主要通过购售电业务，赚取差价的形式来获取利润。对公司的影响：由于高新园

54、区或开发区是地方政府扶植售电公司的“温床”，且其数量较多、客户优质、用电量大，一旦发展并蔓延，此类售电公司将利用其在地方政策及地理位置的优势，吸引本地区大部分的优质电力客户向其集聚，导致公司的供电营业区成片丢失，优质客户群成批流失，高效利润点瞬间消失。3.2.5 互联网企业成立的售电公司互联网企业成立的售电公司的优势：1）巨大的资金优势。企业资产庞大，有充足的现金储备可投入售电市场。2）庞大的客户资源。互联网用户遍布全国，基数非常庞大，并依然在快速增长。3）广泛的销售渠道。销售渠道多种多样，可利用其原有的先进技术手段和平台，迅速推广电力销售。4）强大的数据分析能力。利用其强大的大数据分析能力，

55、开展用户综合消费能力和需求分析，实现精准营销。盈利模式： 1）在较长时间内始终保持低电价来吸引和巩固用户群，利用多维度大数据分析，进行后续产品的精准推送，获取广告收入；2）在占据售电市场客户群体之后，推出其他盈利创收项目。如借用预付电费业务，进行金融投资。3）通过购售电业务，赚取差价。对公司的影响：1）利用其巨大的资金池、庞大的客户群、广泛的销售渠道和强大的数据平台，轻易压低市场电价，造成居民、农业、一般工商业等最广大电力用户从公司流失；2）通过精准营销和商城的积分计划，不断强化客户粘性，迫使公司改进营销模式和商业模式，提高电力普遍服务能力。3）利用其企业品牌和灵活的薪酬绩效体系、人才通道，招

56、揽公司优秀管理和技术人员，造成公司优秀人才流失。3.2.6 电力相关行业成立的售电公司电力相关行业是指从事电力工程设计、安装施工和电气设备供应销售等企业。电力相关行业成立的售电公司优势：1）完善的电力相关服务。在公司运营过程中，除了提供购售电业务，还增加完善的电气设备设计、供货、施工、维修等一体式服务，优化客户体验，增加用户粘性。2）充足的人才储备。电力相关行业进军售电市场，在人才储备上，较其他社会资本成立的售电公司，有较大的优势。盈利模式：以电力工程设计、安装施工、电气设备供应销售、抢修维保服务为主要盈利模式。对公司的影响：将电力工程设计、安装施工、电气设备供应销售、抢修维保服务与电力销售打包、捆绑，吸引一部分有电力工程服务需求的电力用户；同时，通过平衡收入，将电力工程设计、安装施工、电气设备供应销售、抢修维保服务获得的盈利作为电费上的补贴，形成更加低廉的销售电价，从而提高客户粘性，迫使公司提高抢修等保底供电服务能力，和公司集体企业的电力工程服务等增值服务能力。3.2.7 节能服务公司成立的售电公司节能服务公司成立的售电公司优势：1）专业的节能技术。能效综合利用是未来的趋势，该类公司提供的专业节能服务，