2015年3月15日，國務院頒布了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），明確了“三放開、一獨立、三強化”的改革基本主線，即放開新增配售電市場，放開輸配以外的經營性電價，放開公益性調節性以外的發電計劃，交易機構相對獨立，加強政府監管，強化電力統籌規劃，強化和提升電力安全高效運行和可靠性供應水平。售電業務放開作為“三放開”任務之一，是此輪電力市場改革中的重要目標。習近平總書記提出要在市場中更好發揮政府作用，做好售電業務監管工作就是加強市場環境下政府作用的具體表現。由于售電業務是新興的電力市場業務，新一輪電改五年來售電市場建設在市場準入、監管等方面暴露出諸多問題。售電公司的生存發展現狀不一，面臨的問題紛繁復雜，對售電公司進行分級實施監管的制度設計，很可能是售電公司運營過程中遇到關鍵問題的解決思路。

售電公司的作用及發展現狀

售電公司是我國電力系統的后來者，作為市場結構的重要組成部分，有著重要的地位，它的存在能夠規避市場風險，增強市場的流動性，激發新增市場主體的創新能力。經過五年電改實踐，售電公司在數量上已經有了很大的發展。

售電公司在電力市場中發揮的作用

首先，售電公司能夠為用戶提供專業化的購電服務。亞當·斯密認為，推動經濟增長的主要因素是勞動分工的日益分化。售電公司正是售電市場里社會分工的產物。大多電力用戶對電力市場缺乏了解，而售電公司作為專業公司，對售電市場有比較深入的研究，并積累了較多行業經驗，由售電公司為用戶提供購電服務，電力用戶也可以將更多精力放在主業經營上。

其次，售電公司可以促進市場競爭，提高市場效率。售電公司在電力市場中為用戶提供更好的能源服務的同時，也使全社會的能效水平得到進一步提升。一方面，售電公司之間為爭取更多的市場份額，會積極優化自身售電業務，主動為用戶提供各項電力服務，形成售電市場競爭，最終提升電力用戶的用能體驗；另一方面售電公司會加快交易價格的收斂速度，倒逼發電企業積極進行能效改造，為市場中的高效機組帶來了更多的機會，提高了發電效率和產能利用水平，促進了發電市場競爭。

再次，售電公司通過提供特色化服務能夠引導用戶提高用能水平，實現用電側的資源優化配置。售電公司可以根據用戶性質、電力供需情況、對未來市場電力價格的判斷等進行差異定價，制定用電高峰時段電價高、用電低谷時段電價低的售電套餐，引導用戶錯峰用電，促進用戶改進用電曲線，甚至倒逼用戶側轉型升級，實現用戶側的節能降耗、資源優化配置。

最后，售電公司在現貨市場環境下還有更多更高效的作用發揮。一是售電公司集成電力用戶需求，幫助電力用戶規避市場風險的作用。在當前中長期市場中，電量是唯一的交易標的，除了電量多少，沒有用電性質的差別，所有用戶基本一個價格。而在現貨市場中，單個電力用戶在直接參與批發市場需要面臨價格的波動及伴隨的盈虧風險，但售電公司可以通過代理多個電力用戶有效地對沖現貨市場中的價格波動風險，同時通過現貨、中長期合同和金融衍生品的組合有效控制用戶價格水平。二是售電公司可以通過展現技術能力培育市場。中長期電力市場開發工作主要是靠營銷人員跑客戶完成的，屬于老話里的“勤行”，由于中長期交易標的的單一性與偏差考核的寬松性，售電公司對負荷預測、用能分析、數據挖掘等技術的投入和使用無法體現價值，并不利于售電主體的培育，也不利于售電市場的健康發展。反觀現貨市場條件下，由于現貨交易涉及網架結構和實時電能平衡問題以及金融衍生品避險問題，那些了解網架結構、能對實時供需情況進行分析、對用戶用電曲線熟悉和具備相當金融操作能力的售電公司將迅速淘汰一批只懂“購銷價差”的售電公司，真正立足技術、用心服務的售電公司將得到長遠的發展。

售電市場發展現狀

2015年11月，國家發展改革委、國家能源局印發電力體制改革6個配套文件，對中發9號文件部署的重點改革任務提供了詳細的實施意見，其中配套文件《關于推進售電側改革的實施意見》為售電側改革指明了發展方向，并將售電公司分為了三類，分別是電網企業的售電公司、擁有配電網運營權的售電公司和獨立的售電公司。之后，全國范圍內售電公司數量迅速增長，售電側的市場布局逐漸形成。截至2020年11月，全國范圍內在電力交易中心公示的售電公司總計4717家，其中國網經營區域內3775家，南網經營區域內826家，內蒙古電力公司經營區域內116家。

目前全國各省售電公司參與的交易品種不一，一般以年度交易、月度交易等中長期交易為主，合同轉讓交易、跨省跨區交易及其他交易方式為輔，部分現貨交易試點地區交易品種則以“中長期+現貨”為主，其他交易方式為輔。現貨交易規模約占市場交易總規模的10～20%，中長期交易規模一般占80～90%。除此之外，售電公司還會提供一些增值服務來提升自身的核心競爭力，如能源合同管理、綜合節能、用電咨詢服務，向用戶提供報裝、計量、抄表、維修服務，以及電力線路設計、施工和代維等，分布式電源企業和有供熱、供氣企業背景的售電公司還會開展供電、供熱、供氣、制冷等業務。其中，電網企業的售電公司作為電網公司的子公司或控股公司，主要承擔過去供電公司的供電及服務工作，也可以代理用戶參與市場競爭性交易，收入主要來源于購售電差價；擁有配電網運營權的售電公司，在改革初期主要采用配售一體混合經營模式，它們可以代理用戶從市場中購電，從買賣電力的差價中獲利，也可以收取配電費；獨立售電公司主要代理發電企業、電力用戶參與市場交易，根據買賣雙方達成的交易從買方或賣方收取服務費，其發展將取決于他們為代理方提供增值業務的能力。

售電市場存在的問題

雖然隨著電力市場建設不斷地發展深化，售電公司的數量不斷增長、業務范圍不斷拓寬，但是當前售電公司還存在技術能力不足、定位不清、監管缺位等方面的問題。

售電公司技術水平參差不齊，抗風險能力差。2016年10月國家發改委、能源局印發《售電公司準入與退出管理辦法》，該辦法一直沿用至今。為促進售電側市場發育，辦法中給售電公司設置的入市門檻較低，大量售電公司為分享電改紅利涌入電力市場。據業內統計，全國成立了上萬家售電公司，但其中近六成售電公司未進入市場，成為沒有開展過實際業務的“皮包公司”。個別售電公司認為售電行業是只賺不賠的“政府扶持產業”，沒有提前做好風險預估就沖動入市，缺乏專業人員和技術能力。這些售電公司抗風險能力差，技術水平不一，很容易出現交易決策失誤、偏差電量過大、隨意退市跑路等問題，由此帶來的風險很可能直接傳導到被其代理的電力用戶身上。

售電公司的市場定位不夠清晰。根據國家目前已出臺的有關售電的各類政策文件中，關于售電公司與用戶之間交易關系的表述“售電企業代理用戶購電”和“售電企業向用戶售電”并存。受此影響，各地售電企業與用電企業簽訂合同也未明確兩者之間為“居間代理”還是“買賣”關系。由于合同法中對兩類合同的權利義務規定存在一定差異，導致部分市場主體對合同性質造成認知差異，售電公司后續與電力用戶簽訂合同時也會導致爭議產生，最終需要上訴法庭要求認定合同性質。此外，按照我國稅法規定，納稅義務人開展銷售業務的按照13%稅率繳納增值稅，提供現代服務業服務的按照6%稅率繳納增值稅，目前全部售電企業無論“居間代理”還是“買賣”，均按照13%稅率繳納增值稅，這有典型的“一刀切”嫌疑。從道理上講，若將售電企業行為定位為向電力用戶銷售電力，應允許售電企業向電力用戶收取購電費用，即將結算權交予售電企業。若將售電企業行為定位為居間代理服務，則應允許售電企業按照6%稅率繳納增值稅。此外，售電公司是屬于電力企業，由能源局的電力監管機構監管，還是屬于市場經營主體，由工商管理部門進行監管，這個問題遲遲沒有正面得到回答。售電公司在定位問題上的爭議，也將導致售電業務監管上出現“真空”地帶。

售電市場監管機制不完善。電力商品不論是中長期交易，還是期貨交易，甚至現貨交易（金融輸電權和日前財務責任合約），都存在一定的金融產品屬性，由于其交易量巨大、交易頻繁等特點，在無約束的情況下能產生很多可觀的套利手段，存在一些售電公司利用市場力和寬松的規則環境卷走大量經濟利益、擾亂市場正常秩序的風險。當前售電企業監管以黑名單、限制交易、市場通報等措施為主，無法對售電公司進行罰款等行政處罰，存在個別售電主體通過反復注冊售電公司進行套利，卻不能按照相應的機制進行有效懲處的風險。

售電市場建設是我國電力市場改革的重要環節，改革過程中由于利益格局的重新調整和分配，難免會遇到各種問題和障礙。習總書記說“改革是由問題倒逼而產生，又在不斷解決問題中得以深化。”因此為更好地做好售電市場建設工作，我們需要進一步規范售電行業管理，建立健全售電市場監管體系，通過立法的完善和監管方式的創新提升監管能效，促進售電市場發育。


售電公司分級監管制度設計

售電市場建設初期必然是風險和問題并存的市場。政府在監管資源有限的條件下，不可能通過監管來實現市場的“零風險”，只能通過制度合理分配監管資源，著力于監管效率的提高、監管成本的降低，力爭將風險控制在公眾可承受的一定范圍內。

售電公司分級監管制度的設計思路

設計分級監管制度的考慮因素。不同售電公司在市場中所扮演的角色不盡相同，各方面“素質”參差不齊，傳統“大一統”的監管方式會讓小售電公司負擔加重，對大售電公司來說“毫無壓力”。售電公司的經營風險、技術水平、服務內容、處罰承受能力是影響其運營的關鍵所在，應在設計分級監管制度的時候充分考慮。

一是售電公司經營風險不一樣。目前在只開展中長期交易的地區，售電公司只做售電代理服務，不涉及現金結算問題。隨著電力體制改革的深入，電力現貨市場建設已在八個試點地區逐步推進，更多的售電公司將會開展現貨交易，而有些售電公司要求給用戶結算電費，這其中產生的巨大現金流會導致售電公司財務風險管控的壓力增大。二是售電公司技術水平要求不一樣。有些售電公司只開展中長期交易，但有些售電公司會同時開展中長期和現貨交易，那么參加現貨交易的售電公司就不能只懂“純電量、分時段、帶曲線”這些基礎概念，還要求精通現貨、調度、金融、輔助服務。三是售電公司服務對象不一樣。部分售電公司專門服務大用戶，大用戶期望電價便宜且風險可控，除了基本的購電服務外，還會有綜合能源管理服務。部分售電公司服務對象則是千萬家的小用戶，小用戶的黏性大，因為用電量小，對價格變化不敏感，但缺乏風險控制能力，更加需要售電公司來幫其承擔風險。四是售電公司承受能力不一樣。部分省份要求售電公司根據簽約用戶的電量，向交易機構提供銀行履約保函。部分售電公司承受能力強，高額履約保函并不會對其生產經營帶來太大影響；但對于另一部分售電公司來說，金額過大的履約保函將給其經營造成巨大負擔，為少交保函而縮小售電規模，時間久了就會形成惡性循環，造成小售電公司被“監管規則”無理由淘汰。

售電公司的分級監管制度的構建。通過對售電公司經營風險、技術水平、服務內容、承受能力等方面進行分析后，評出差異化的等級，以此作為監管者開展監管的基礎。

一級售電公司：既可以參加中長期交易，又可以參加現貨交易，需要具備一定數量的專業技術人員和開展現貨交易的軟硬件設備。允許此級別售電公司同時向發電企業購電和向電力用戶售電，要求其注冊資金由認繳改為實繳，根據其申報的年售電規模確定其需要繳納的履約保函金額，并賦予其自愿選擇電費結算方式的權利，按照13%的稅率繳納增值稅。作為風險等級最高的售電公司，要針對其建立嚴格的準入機制，要求其財務狀況、資金實力均具有較高水平，具有服務該類用戶所需的技術能力，并接受來自電力監管機構的嚴格監管，關鍵系統接入電力監管系統。

二級售電公司：只能代理用戶參加中長期交易，不能參與電力現貨交易。其需具備有在二級市場上開展中長期交易能力的專業技術人員。不允許其向發電企業購電，也不允許其參加現貨交易，只能在二級市場上向一級售電公司購電，并由對應的一級售電公司代理其用戶參與現貨交易。根據其申報的年售電規模確定其需要繳納的履約保函金額，不要求實繳注冊資金，也不能進行電費結算，按照13%的稅率繳納增值稅。由于此級別售電公司也具有一定的經營風險，同樣需要接受來自電力監管機構較為嚴格的監管，但不需要其關鍵系統接入電力監管系統。

三級售電公司：不能直接參與電力市場交易，只能作為居間代理商開展售電代理服務，不具有電費結算權利，也不需繳納履約保函，不要求實繳注冊資金，不需要特殊技術要求，開展經營活動時按照6%稅率繳納增值稅。由于此級別售電公司主要開展代理服務（中介服務），經營風險低，建議由工商管理部門對其進行監管。

售電公司實施分級監管的好處

分級監管是出于實現資源優化配置、監管均衡，提高監管效率的目的而產生的。通過根據交易業務風險高低實施分級監管，可細分不同級別售電公司的技術水平、信用水平和財務能力要求，用戶可根據自身需要選擇不同水平的售電公司，體現不同用戶個性化的風險偏好。此外通過分級監管制度的實施，還能實現其他三個方面的監管優化。首先，通過區別對待與差異化的監管方式，增強監管針對性。售電公司經過分級分類后，各個級別都有其相應的條件，監管機構對其實施監管時就可以依據條件，有的放矢地實施監管，不必“眉毛胡子一把抓”、“大象螞蟻穿一個號碼鞋子”。其次，各售電公司的任務不一樣，監管起來就能抓大放小，把握監管重點。一些大售電公司經營范圍內會有威脅系統安全、產生金融風險的行為，就需要嚴加監管，而那些只開展居間代理業務的售電公司，只對服務質量有所要求，監管起來就可以相對放寬，不需要監管機構“疲于奔命”。最后，分級監管有助于合理配置監管資源，提高監管效率，將有限的監管資源用于最大化的控制售電風險。通過實施分級監管可將現有的各項監督措施組合起來，對不同等級的售電公司形成不同的“監管指標體系”，對監管對象進行個性化的風險評估，在評估分級基礎上形成一套較為科學有效的監管要求，從而降低監管成本，提高監管能效。

黨的十九屆五中全會審議通過的《中共中央關于制定國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標的建議》中提出“堅持和完善社會主義基本經濟制度，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用，推動有效市場和有為政府更好結合”。“推動有效市場和有為政府更好結合”這一新論述的提出，將市場“看不見的手”與政府“看得見的手”之間關系的認識提升到一個新的高度。所以電改9號文中的“三加強”也應同步強調加強政府的監管職能。新形勢下，我們應當開闊思路，創新體制機制，售電公司的經營觀念應該有所超前，監管理念也應該更加新穎。售電公司分級監管是解決售電市場諸多問題的合理手段，可以本著求索的心態著手去嘗試，讓有效市場和有為政府相互依存、相伴共生。相信我國電力市場會在有效市場與有為政府的共同作用下、在不斷探索的過程中逐步完善，實現電力資源的優化配置，最終建設成為一個適應中國特色社會主義發展道路的電力市場。