去年11月30日，国家发展改革委印发了《关于推进售电侧改革的实施意见》等六个电力体制改革核心配套文件，标志着电力体制改革进入加快推进的实施阶段。这些核心配套文件，既与9号文确立的改革精神一脉相承，又分别从不同侧面描绘了深化电力体制改革的施工蓝图。
从整个售电产业开放的大环境来看，围绕能源互联网的产业淘金热正逐渐兴起，与其相互配套的许多产业也持续升温，有些人已经“出手”，有些人还在“潜伏”，面对电改的千亿红利，你的胜算有多大呢？
售电万亿利润待分食 上市公司争抢新奶酪
我国每年销售的总电量约在5万亿度电，以每度电约0.6元计，这至少是一个3万亿的庞大吸金市场，目前电网购销差价在0.2元/度左右，这也就意味着总计将有超过1万亿的购销差价重新分配洗牌，这对行业的影响是颠覆性的。
毋庸置疑，电改将带来一系列的新变化，上市公司正在积极备战。
就售电侧改革而言，五大发电集团中的华能、国电投等在多地均设立了售电公司，上市公司也不甘落后。
福能股份9月28日晚间公告称，为适应电力体制改革需要，积极介入配售电业务，培育新的利润增长点，公司和长江电力拟共同投资设立福建省配电售电有限责任公司。
爱康科技9月15日晚公告称，公司拟自筹资金人民币16亿元分别在上海、青海、甘肃、内蒙古设立4家售电公司。每家售电公司注册资本拟定为人民币4亿元，并且公司将根据售电公司的具体业务开展情况和实际需要，逐步进行资金投入。公司也在公告中明确表示，投资设立售电公司并积极争取售电牌照，符合电力体制改革的需要，符合公司的业务发展需要。公司利用规模优势和行业地位，提前布局售电市场，有利于公司开拓售电及相关业务市场，提升公司整体盈利水平，完善公司战略布局。此外，华能国际、内蒙华电、桂东电力、粤电力、广州发展、申能股份、漳泽电力等发电公司也都相继成立了自己的售电公司，而炬华科技、科陆电子、比亚迪、孚日股份、四方股份等民营上市公司也积极介入，争抢蛋糕。
电改专家认为，地方发电企业拥有雄厚的资金实力，售电经验，能率先满足要求，且掌握一手市场信息和客户。售电有望成为发电企业新业务板块和利润增长点。
发用电的逐步市场化，也将给一些龙头电力公司带来更多施展身手的机会，一些上市公司正通过资本运作，做大做强提升竞争力。
如长江电力11月6日晚间发布重磅消息，公司拟作价797.04亿元收购三峡金沙江川云水电开发有限公司100%股权。重组完成后，公司业务规模、装机容量将得到大幅提升，综合实力和核心竞争力将得到有效提升，有助于巩固公司的行业龙头地位。
高效、优质、清洁的电力在电改中受到鼓励，由此，上市公司布局新能源领域的步伐也在加快。如漳泽电力11月13日晚间公告称，公司拟以10亿元对全资子公司山西漳泽电力新能源投资有限公司进行增资，旨在助力公司新能源产业的快速发展，进一步培育公司新的利润增长点。去年7月，为加快推进风电、光伏等新能源项目发展步伐，漳泽电力投资设立了这家公司。
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四大路径潜伏售电机遇
电改后电力用户侧将产生很多新需求，比如用电信息平台，网络售电交易平台，用户运检托管服务、用电节能服务、分布式电源接入后的用户用电调度，配电网智能化等，用电服务市场将迎来行业爆发。中泰证券坚定看好售电侧放开后带来的投资机会，给出了四条投资主线：
【路径一：用电服务企业】
在电改后更能开展更多的新型服务，比如利用自身客户优势从用电托管转型为电力零售公司，并逐步发展成为综合用电服务企业，主要标的有智光电气、新联电子、中恒电气、积成电子和北京科锐，以及致力于从事电网内部电力服务的二次设备企业国电南瑞、许继电气和四方股份。
我国用电服务市场进入商业模式探索阶段
虽然我国对电力进行需求侧管理已有较长的时间，但由于体制原因，一直进展缓慢。直到本轮电力体制改革政策落地，电力需求侧管理发展的制约因素正在逐渐消除，用电服务市场进入快速发展时期。我国用电服务市场仍处于蓝海，目前正在从概念逐渐清晰过渡到对商业模式进行探索的阶段。
1. 用电服务行业概述：用电服务是针对电力从生产到消费的各个环节，利用高级测量、高效控制、高速通信、快速储能等技术，实现市场响应迅速、计量公正准确、数据采集实时、收费方式多样、服务高效便捷，构建电网与客户电力流、信息流、业务流实时互动的新型供用电关系的一项服务。用电服务商将供电端到用户端的电力设备通过采集设备及传感器连接，形成缜密完整的用电和信息交互网络，并对其中信息加以整合分析，指导用户或直接进行用电方式调整，实现电力资源的最佳配置，达到降低客户用电成本、提高供电可靠性和用电效率的目的。完善的用电侧服务是进行电力需求侧管理的前提条件，也是能源互联网的重要组成部分。
2. 我国参与用电服务的企业类型及特点：用电服务行业的参与者包括与用电各环节相关的服务提供商，及三类服务对象：电网企业、售电公司和终端用户。目前我国的用电服务提供商总共有七大类，分别是：电网下属售电公司、发电企业、园区类企业、分布式能源和微网、供水、气、热等行业、独立售电公司和专业用电服务公司。除了园区类企业和专业用电服务公司外，其他五种主要是依靠售电业务切入用电服务领域，业务内容相对单调，而由于园区类企业更侧重于平台属性，地域性较强，不具备快速扩张能力和具体业务能力，因此专业用电服务公司将成为用电服务的主要供给方。
专业用电服务提供商主要通过为服务对象铺设电力自动化设备或提供专业服务的方式采集用电数据，依托其大数据平台进行分析，通过线上线下结合的方式提供整体解决方案。提供的服务内容可覆盖发输变配用各个环节，涵盖在线监测、故障预警、节能改造、运维托管等专业性较强的领域。
3.专业用电服务行业进入壁垒：专业用电服务行业具有技术密集型和资本密集型的特点，主要的进入壁垒可分为三种：业务壁垒、技术壁垒和行业壁垒。用电服务行业具有业务机构高度复杂、技术专业化程度高、需要对行业有深刻理解的特点，其核心是把握用户的需求，提供具有高用户黏性的定制化服务。
4. 主流专业用电服务提供商的商业模式：与欧美专业用电服务提供商相比，我国参与用电服务的企业类型既有相似也有区别。总体上看，参与服务的企业绝大部分是采取依据自身资源禀赋，选择细分方向进行切入，再逐步扩展，打造用电服务领域平台的策略。
5. 专业用电服务提供商的变现方式：用电服务提供商的数据变现渠道主要有两个来源：第一是通过给用户侧企业提供增值服务收取服务费，第二是凭借用户侧的大数据，为电网、售电公司提供咨询服务、参与政府需求侧响应等。由于目前售电侧还没完全放开，因此主要的数据变现仍然依靠于用户侧。用户侧的主要变现方式包括：收取基本服务费;收取运维托管费用;提供节能改造解决方案;参与国家需求侧响应，获得分成;电力运检及工程抢修。
未来随着电改推进，设立独立交易机构和完善电力交易市场，售电侧实现完全市场化后，电力供给侧的用电服务将迅速被打开，未来供给侧的数据变现方式有：为售电公司提供精准用电需求预测服务;为拥有配网资产的公司提运检托管服务;为输变电公司提供线损监测等监测服务。
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我国用电服务市场未来发展三阶段展望
初级阶段展望：多种商业模式并存，用户数快速增长，不断有企业进入。中级阶段展望：全国范围内存在多个用电服务平台，绝大部分用户完成接入，电力调度交易实现智能化，加强分布式电源及新能源消纳能力。终极阶段展望：用电服务平台与发输配售端平台融合，形成多层次的平台，实现电力智能化。
1.随着电改政策落地，我国用电服务市场进入初级阶段，在这期间，用电服务将从试点城市转向全国范围扩张，新的商业模式和新进入者持续出现，行业需求不断释放，用户数快速增长。预计初级阶段将持续3年左右，在此期间，上市公司可凭借自身优势，通过兼并收购用电服务行业相关标的，快速导入现成用户流量、完善服务平台功能，确立先发优势。
2.在中级阶段，电改将取得阶段性成果，基本实现电力市场化交易。全国范围内将形成多个商业模式具有差异化的用电服务平台，区域深度渗透型和全国扩张型平台并存。全部园区企业和专变用户完成接入，大部分工商业用户实现接入，部分家庭用户以地域或片区为单位接入，电力调度及交易实现智能化，分布式电源及新能源消纳能力大幅增强。平台变现渠道丰富，盈利模式清晰，开始进入业绩高速增长期。中级阶段预计将持续3-5年。
3.在终极阶段，能源互联网建设基本完成，能源供给与消费基本实现市场化、民主化、去中心化、智能化、物联化。用电服务平台将实现与发输配售端平台的深度融合，形成覆盖电力生产到消费的闭环，并在全国范围内形成多层次的垂直平台，所有用户完成接入，完全实现电力智能化。
目前市场对于用电服务行业的关注点仍在横向比较接入用户数，但用户数作为滞后指标前瞻性略显不足，目前用电服务仍处于蓝海期，各家标的用户数量较小的情况下还不足以体现商业模式以及用户质量差距。在用电服务中后期具有明晰盈利模式及高质量用户的公司将脱颖而出。（兴业证券）
【路径二：地方能源企业】
按照前期输配电价改革的按省份推进的方式，预测售电牌照有可能在国家发改委和地方发改委同步发放，地方性能源平台企业背靠地区发改委和能源局，地区性优势明显，例如福能股份、云南盐化、阳光电源、深圳能源、湖北能源、粤电力等。
深圳能源背靠国资电改龙头 有望夺取售电市场份额
深圳能源是深圳国资委旗下电力生产与垃圾焚烧服务提供商，承担深圳当地40%以上的年均用电负荷和73.4%生活垃圾焚烧处理量，电力业务是公司目前利润核心，2015年前三季度实现15.89亿元净利润，同比增长3.09%。
目前深圳是全国首个完成输配电价核算的试点地区，伴随电改推进，深圳地区也有望成为全国放开售电牌照的首个试点地区。深圳能源受益于地域优势，有望依托成本优势夺取市场份额。
背靠国资委，受益电力体制改革，“背景”雄厚的深圳能源毫无疑问拿下“2015中国上市公司口碑榜”中“最具竞争优势上市公司”奖项。
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福能股份:携手长江电力,共谋配售电大计
电改9号文开启新一轮电改,六项配套文件即将出台:2015年3月,中共中央和国务院联合下发了“电改9号文”《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》作为本轮电力体制改革的纲领性文件。此次电改方案的核心是“三个放开、一独立、三个强化”,强调有序放开竞争环节电价、配售电业务和发用电计划,并独立交易机构。随后,各部委相继出台《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》、《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》、《关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》三大配套文件。目前,电改将进入全面试点、有序推进的新阶段,六个配套文件正在加快审议的程序、出台在即。
售电牌照已成焦点,地方能源平台有望抢占先机:稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开配售电业务,是本轮电改的最大亮点。其中售电业务的改革势必催生大量新的市场主体,形成多买多卖的市场格局。9号文中提到的工业园区、发电企业、公用服务行业和节能服务公司等企业都有可能成为售电主体、获得售电牌照。今年以来,售电公司如雨后春笋般出现,投资成立售电公司的股东来自电力市场的各细分行业,既有电力设备生产厂商,也有地方和大型国有的发电企业,涉及上市公司众多。我们认为最有可能首先获得售电牌照的还是有着直购电客户基础的发电企业;在地方试点的背景下,地方能源平台有望抢占先机,因此公司极有可能获得福建省首张售电牌照。
【路径三：大型发电企业】
大型供电企业在较大的区域内具有一定的垄断优势，且其单位发电成本更低，控制成本能力较强，可以在竞价中以较低的价格获得更多发电量，而发电小时数的提高将改善盈利情况。主要利好火电龙头企业，如国电电力、华能国际、长源电力等;优质水电企业，如长江电力、国投电力等。
售电侧是“放开两头”的组成部分，其在电改中的重要性不言而喻。根据配套文件，电网企业、发电企业均可组建售电公司。
“发电企业参与售电业务，是参与日益激烈市场竞争的必然选择。”大唐集团公司办公厅政策研究室杨新林撰文表示，“向产业链下游延伸实现发售一体化，实现发电、售电业务相互协同、相互支撑，能够应对发电侧电量、电价放开的影响，更好实现存量发电资产价值;能够培育新的利润增长点，优化资源配置和战略布局。”
据记者了解，售电量是决定发电企业业绩的重要因素。当前电力供需形势宽松，如何扩大市场份额、提升售电量，对发电企业尤为重要。在售电放开后，发电企业可以组建售电公司，直接参与售电;另一方面，发电企业可以将电力卖给其他售电公司，相当于将售电业务外包给专业售电公司。两者都是发电企业提高售电量的决定因素，由于事关企业业绩，所以发电企业积极性极高。
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新电改对发电侧影响的基本判断
总影响：新电改突出开放多元的“民主革命”和电力市场化改革，通过发电则、售电侧的放开，让电力行业从半封闭走向更开放，从集中单一走向分散多元，让电力消费者拥有选择权、参与权，利好社会，但对发电企业实质是“双刃剑”：做好是机遇，挑战是常态，比拼的是市场竞争力，将重塑发电企业，对经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。
机遇：今后发电企业除了投资运营电厂外，还可以进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目，全产业链经营，发展空间更大，配售电将成为新的业务板块与效益增长点。分布式能源、新能源、微电网发展更有配套激励措施保障。风电、光电、生物质能发电，电网调频调峰电量，“以热定电”电量；跨省跨区送受电量中的国家计划、地方政府协议电量，水电、核电、余热余压余气发电，超低排放燃煤机组等“六类电”拥有一、二类优先发电权。对技术经济指标处于区域电力市场平均先进水平或短缺区域的发电企业，将会抢得商机。
挑战：目前，我国电力市场普遍过剩，地方政府为稳增长主动参与电力体制改革的积极性高，今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈，发电企业“打折让利”将成新常态；电价机制仍双轨运行，只保留少量政府定价电量，直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加，电价信号变得敏感，电力需求侧反映将会变得积极；逐步取消电价交叉补贴，电价结构更趋合理，但电价水平将明显下降；突破计划电量、政府定价的传统模式，影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅度增加；面对市场竞争与广大用户，发电人将告别单纯发电时代，将进入横向多源互补、纵向源-网-荷-储-用协调的能源互联网时代，工作更富挑战与激情。
未来影响：从长远看，随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，电力市场化竞争将进一步加剧，发电行业未来有可能出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，发电企业从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”，从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”。
趋利避害，多措并举，促进发电行业的可持续发展
2002年电改以来，发电企业经历了煤电矛盾、环保风暴两次大的“劫难”，进入了经营业绩最好时期，也处在一个新的历史起点。能否经受新电改带来的市场化“冲击”，关键在于我们能否趋利避害，综合施策。
1、高度关注新电改，密切跟踪试点动向，做到未雨绸缪。发电侧要通过专题培训、座谈讨论、实地调研、课题研究等多种方式，积极开展新电改方案及其影响的研究，努力做到胸中有数。
2、提高对市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立一个基本平衡的电力市场。我国电力装机富余高达35%，部分机组处于停备状态。随着项目审批权的下放和火电业绩四年来的好转，以及各地稳增长的政治压力，预计还会有一个增长的“小高峰”。目前，电力市场过剩单纯表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改后，电量由市场分配，电价由竞争决定，将会导致“量价齐跌”。仅仅经历了电煤市场洗礼的发电企业，还没有像煤炭、钢铁企业一样真正体会过竞争的残酷。因此，各发电企业要从规模思维转向价值思维，控制电力发展节奏，加强造价控制和对标管理，着力清洁发展、节能减排、转型升级，防止盲目扩张、陷入“囚徒困境”，防止“十三五”规划编制过大，防止电力产能过剩的继续恶化，建立一个基本平衡的电力市场。当然，也要做好优胜劣汰、兼并重组的心理准备。
3、提升发电设备可靠性，抓紧建立营销体系，强化区域公司主体责任。面对售电侧放开，各发电企业要摸清全部发电机组家底，努力减少非停，提升设备可靠性，真正做到“度电必争、稳发满发”。同时，加强电力市场营销工作，开发竞争报价信息系统，特别在新电改试点省区，要抓紧抽调专业人员设立营销机构和充实营销队伍，建立“以市场为导向，以客户需求为中心”的“区域一体化”营销体系和协调机制，明确区域公司市场竞争的主体责任，统一分配区域内发电企业的竞价电量，统筹优化各种电源资源，努力提高“六类”优先发电量的比重。
4、开拓优质电力用户，探索参与电能直接交易，抢先布局售电市场。
5、运作好售电平台，促进需求侧响应，让电力用户拥有更多的选择权。
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【路径四：地方小电网公司】
这类公司多为输配售一体化，在改革过程中与单纯的发电企业和电网公司相比，拥有比较优势。改革之后，公司上游掌握电力资源，下游坐拥配电网和用户资源，拥有较强竞争力，如广安爱众、桂东电力等。
新一轮电改将会在售电侧强化竞争机制，形成市场化的售电新机制，售电放开改革从某种意义上会改变电网的盈利模式。此前，电网的主要收益来自上网电价与销售电价之差。有机构认为，对小电网公司来说， 售电侧改革有利于进行市场扩张和降低购电成本，输配售一体化的地方小电网公司，上游掌握电力资源，下游坐拥配电网和用户资源，拥有较强竞争力。随着新电改配套细则即将落地，售电侧放开进入倒计时，也将开启万亿元售电市场，作为本轮电改的主力，地方电力企业有望分享改革红利。
西昌电力控股股东为四川省电力公司，实际控制人为国家电网公司。公司是从事水力发电、供电、配电业务一体化经营的电力企业，拥有6个直属水力发电厂和2个控股水力发电厂及一个调节水库和一个电力安装公司，权益总装机容量12.48万千瓦，拥有完整的发、供电网络，厂网合一、发供电一体化保证了对区域电力供应的市场优势。机构认为，地方小电网公司输配售一体化，改革后拥有较强的竞争力。作为背靠国网的地方一体化公司，西昌电力有望充分受益电改释放的巨大市场。
广安爱众是广安地区发供电一体化区域电网企业，拥有完整的发、供、配电网络，已经具备多年售电经验。公司财报中明确提出，要成立售电公司筹备工作领导小组和汽车新能源产业建设领导小组，积极迎接电力体制改革以及新能源经济发展。公司作为传统水电行业，已经拥有用户、发电资源和供电网络，不仅与当地用户有天然契合的关系，就近供电的优势也非常明显，随着电改及电改配套文件的出台，公司的水电、清洁能源发展具有得天独厚的政策支持优势，将促进公司电力业务的蓬勃发展和售电市场的抢占。
岷江水电大股东为国网四川省电力公司，最终控制方为国家电网公司。公司是阿坝州少数民族地区唯一一家上市公司，是当地厂网合一、发输供电一体化的水利电力企业，拥有区域性独立电网，销售电源主要来自于省网和网内的中、小水电站，向供电营业区域内的客户直接销售电量和向临近电网进行电量趸售。作为拥有独立电网的一体化发售电企业，公司拥有全方位深度参与电改的优势，并有望获得售电牌照，进一步打开售电市场。
售电侧面临激烈竞争
国家发改委电力体制改革专家咨询组专家、华北电力大学教授曾鸣在接受记者采访时表示，除了构建独立的输配电价体系，改变电网企业盈利模式外，允许社会资本进入售电侧，是本次电改的另一大亮点。
9号文甫一发布，申万宏源公共事业研究员刘晓宁的一句“全国5.5 万亿度售电对应的万亿元级别市场即将开启”，让业内惊呼售电侧改革的巨大市场。而电网公司是否参与售电业务也成为电力行业人讨论的焦点。
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11月30日公布的《关于推进售电侧改革的实施意见》中指出，向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体。并明确售电公司分三类：第一类是电网企业的售电公司;第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司;第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
同时规定，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。
在售电公司的资产要求上，资产总额在2000万至1亿元的，每年可售电量6亿至30亿千瓦时。资产总额在1亿至2亿元的，年售电量为30亿至60亿千瓦时。资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
“在本轮电改的意见讨论阶段，开始有人曾提出电网公司只做输电和配电，将竞争性售电业务彻底独立出去，但电网公司自然不愿意放弃这块‘蛋糕’。”中电联一位人士指出，电网公司也有着售电的人才、技术、信息系统优势。现在明确参与售电业务后，电网企业在售电上无疑最有竞争力。
2015年以来，涉及发电、新能源、仪表设备等多行业的企业宣布组建售电公司。记者通过查询全国企业信用信息公示系统后发现，2015年下半年以来，全国各地已经成立了上百家独立的售电企业。
这些企业未来将如何与电网进行竞争，怎样获得电力资源、争取客户，后期也将逐渐进入操作阶段。
2015年12月8日，国家发改委、能源局批准了广东、重庆两地进行售电侧改革试点。
长期以来，售电业务为电网公司独占。售电侧已经开始向社会资本放开，曾经的“独买独卖”格局变为“多买多卖”，未来必然将对电网公司构成激烈竞争。
正如国家电网能源研究院经济师所言，售电公司比拼的不仅仅是售电，更应该比拼全方位、综合性的能源服务。
“电价的市场化和放开售电侧绝不是电改的最终目标。”在曾鸣看来，通过建立电力改革的市场化机制，在电力各产业链引入竞争，提高中国能源利用效率，促进能源行业的节能环保，这些都是本轮电改需要完成的任务。
从美国、德国的电力体制改革成功经验来看，都经历了8~10年的过程，中国的电改才刚刚起步。如今，电力市场化的大幕已然拉开，身处改革大戏中的电网企业下一步如何转型，仍值得密切关注。
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