电力服务是区域能源互联网下，综合能源服务的主要内容之一，同时，电力并网销售也对区域能源互联网的建设运行形成直接的影响，因此，后文首先从电改的进展及售电业务开展情况进行梳理。
1各方的迷茫
1.1各参与方的迷茫
电改后，几类参与主体存在不同态度：对于发电企业而言，发电过剩、弃风弃光问题严重;对于电网而言，面临政府对电改的压力，处境较为艰难;对于售电公司而言，没有既有的业务形式进行参考;对于用户而言，关系到电价问题，电价的走势不确定。
另外，潜在的参与方，包括能源装备企业、“互联网+”企业以及政府。政府作为核心潜在参与方，在中央、地方、园区各个层面的利益诉求和立场也是不一样，存在各方博弈的过程。目前供给侧和需求方对于后续发展的方向仍是迷茫的。
1.2售电侧市场主体的处境
售电主体主要分三类：一是电网企业，包括国网、南网，面临企业定位、业务模式方面的重大转换，同时面临央企经营管理诉求与角色转换的冲突;二是地方电力企业或者趸售企业，面临着发展契机;三是售电公司，包括有配网运营权的售电公司和独立售电公司。有配网运营权的售电公司正在积极布局;而独立售电公司，包括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，正在快速进入售电产业。
1.3不确定性
目前在政策和技术上仍存在不确定性。从政策角度，经济形势、电力供需、盈利模式以及利益主体博弈等因素导致不确定性;从技术角度，交易、结算、调度以及技术整合等因素导致不确定性。整个电改的趋势、特点、进度以及盈利空间等方面都存在不确定性，其中盈利空间的不确定性最大。
图1.售电侧市场的不确定性
2电改试点情况
2.1电改试点类型和区域
电改的试点截止到目前一共有五类：输配电价改革专项试点、省综合试点、区域电力市场建设综合试点、新能源消纳专项试点和售电侧体制改革专项试点。输配电价改革专项试点由国家发改委和能源局一起推进，主要包括深圳、蒙西、安徽、湖北等地区;其它四类试点主要是能源局负责推进，其中省综合试点主要在云南、贵州、广西、山西地区;区域电力市场建设综合试点主要在京津冀等地区;新能源消纳专项试点主要在弃风弃光较为严重的甘肃和内蒙古;而售电侧体制改革专项试点，主要在广东、重庆以及新疆建设兵团。
图2.电改试点情况
2.2电力交易中心
电力交易中心的成立方式和进度可以从一个侧面反应电改推进的情况。截止到2016年5月底，国家电网和南方电网分别成立了北京电力交易中心和广州电力交易中心。从股权结构上，北京电力公司是国家电网100%股权，而广州电力交易中心是南方电网占股66.7%，广东粤电、广西投资集团、云南能投、贵州产业投资以及海南省发展参股。省级电力交易机构工商注册22家，其中国网注册21家，均是100%股权;而南网注册了一家合资电力交易中心，由贵州电网占股80%，贵州产业投资参股20%。另外，山西省电力交易中心成立过程中发生了曲折的一幕。按照2016年1月国家发改委的批复，山西省应成立由国家电网相对控股，第三方等机构参与的电力交易中心。据相关媒体披露，5月从《全国企业信用信息公示系统》查询到山西电力交易中心的注册信息表明，已由国网山西省电力公司一家独资注册;现查询已无结果。而6月15日，中央改革办督察组召开山西电力体制改革督促座谈会，要求：尽快按照国家发改委、能源局批复意见，组建山西电力交易机构。由此可以看出整个电改进程中各方博弈。
图3.电力交易中心注册情况
2.3售电试点思路
在电力试点方面，笔者将重点描述广东和重庆的售电体制改革。两个试点的特点不一致。重庆的思路主要是培育新的、大发电央企牵头的发配售一体能源服务公司.，主要以园区为主的一体化模式;而广东的思路是培育新的、社会资本为主的新兴主体多元化模式。这两个试点都是在政府相对比较开放积极，经济具有活力以及电力供需较为充裕的前提条件下进行。另外，在两个试点都遇到了开票问题，直接影响售电公司的现金流，对售电公司的经营会产生显著的影响。
2.4广东电力交易情况
广东电力交易中心现已进行三轮交易，2016年度直接交易电量规模目标420亿千瓦时，而电力市场直接交易部分电量为140亿千瓦时。
广东省3月~4月第一批批复13家售电企业，其中发电企业9家，包括8家国企+1家民企，5月初批复第二批售电企业，已扩展到54家售电企业。有机构测算，3~5月，发电厂向需求方让利了5.3亿元，其中预计有近4.5亿元被售电公司获得。平均计算，一度电售电公司就能赚取超过0.13元的差价收益。3~5月返还系数ββ=25%：价差中的75%返还给发电企业，25%返还给用户;6月返还系数作调整，β=50%。
图4.广东前四轮电力直接交易情况
实际上，一部分售电公司作为发电企业的售电平台，仅仅是通过售电获利弥补了发电侧的让利。同时，可以看出，在这种电力直接交易的形式下，电改的红利还未直接回馈到实体经济(用户)。
可以看出，售电大时代已经来临，目前广东售电公司有67家，全国有559家，数据仍在不断更新中。这种售电是一种脆弱的暴利模式，信息的逐步对称以及机制的逐步完善、大用户入场及代理使竞争加剧、独立售电公司无结算权等因素，将导致暴利模式很难维持。另外，交易规模有限，发电侧让利价差收窄，竞价规模无法扩大，盈利模式较为简单，风险性增大。
图5.广东前三轮售电公司获利情况及面临的问题
2.5电改节奏设想
随着电改进度的推进，售电业务可分为两个阶段。第一阶段为售电模式，主要特征包括以下几方面：电价机制方面，有电力交易竞价以及输配定价;直接交易市场方面，大用户直接交易份额和范围扩大;交易机构方面，将成立独立交易机构;电网系统内成立独立售电公司，这个阶段主要电价让利来获得用户。第二阶段为售电+服务模式，在开放竞争性售电业务，公共配网向社会资本开放，同时构建现货批发市场的条件下，将通过提供综合能源服务等增值业务来增强用户粘性。
由于各地能源情况和电改实施方案不同，以及各售电主体单位能力不同，两阶段并不一定会有明确界限。
2.6电改的乐观和悲观
笔者认为，对于整个电改，需持谨慎乐观的态度。实际上整个电改是一个长期的过程，同时也面对风险，包括碎片化的趸售。在资源跨省情况下，资源无法实现优化配置，在弃风弃光弃水方面突出;另外还将潜在电价上升的风险。
3从售电服务到综合能源服务
售电的模式分为竞争性售电和保底性售电。对竞争性售电模式而言，现阶段开展的是售电代理和负荷集成，关注两个方面即竞价机制和用户资源的圈定。可在售电基础上附加节能服务和增值服务，同时风险控制(负荷预测和调控)和需求响应均可包含在售电模式中。但是单纯的售电存在几方面问题，如用户的粘性、市场容量、持续性和增长性等。
图6.售电服务模式及潜在问题
考虑到上述几个问题以及结合用户的实际需求，可以提出综合能源服务的模式。综合能源服务有两个含义：一是综合能源，涵盖多种能源，包括电力、燃气和冷热;二是综合服务，包括工程服务、投资服务和运营服务。综合能源服务包含三要素：资金、资源和技术。
传统能源产业，包括：电力企业、电网企业、燃气企业、设备商、ESCO(节能服务公司)、系统集成商以及专业设计院都在策划综合能源服务转型，导致综合能源服务产业竞争激烈。
3.1核心竞争力
综合能源服务公司的核心竞争力，笔者认为主要有两方面：一是在收益来源方面。收益来源体现在三个要素：电源、配网和大用户。二是获利能力方面。获利能力体现在三个要素：技术、资金和资源。首先技术层面需突破，包括负荷预测、运行优化等技术能力;其次资金方面需稳定的融资平台和融资渠道;最后资源方面需掌握园区等用户，或与上下游的电力、燃气或热力相互联系。开展上述业务关键是资源整合。
3.2主体驱动力
综合能源服务的实施过程中，要考虑主体驱动力。在整个项目实施过程中会涉及政府、园区、电力、燃气、发电和用户等主体，其中政府、园区和电力是被动方，而燃气、发电和用户是主动方。政府在节能环保指标考核和经济发展指标的压力下，园区在生产业环境的形势下，电网在电力消纳和电网安全的背景下，未来将化被动为主动，积极开展综合能源服务业务。而燃气公司考虑燃气消纳和产业转型，发电企业考虑增产增效，用户考虑节能降本，将积极参与综合能源服务业务，但是后续主体角色定位可能会存在相互转换。
3.3综合能源服务盈利模式
综合能源服务的基本业务模式可从供能侧和用能侧出发，通过能源输送网络、信息物理系统、综合能源管理平台以及信息和增值服务，实现能源流、信息流、价值流的交换与互动。
图7理想的综合能源服务盈利模式
进一步梳理综合能源业务模式后构建的综合能源服务的理想盈利模式中，除了产业链和业务链的构建之外，其盈利主要来源于以下四个方面：一是潜在的收益来源，包括土地增值和能源采购，这种模式主要应用于园区，土地增值方面，主要体现在入驻率上升、开工率上升和环境改善，而能源采购方面，主要体现在园区用能增加，电力、燃气以及LNG的议价能力提高;二是核心服务，包括能源服务和套餐设计，能源服务方面，主要体现在集中售电、热、水、气等能源，节约成本，而套餐设计方面主要体现在综合包、单项包、应急包和响应包;三是基础服务，即能源生产，包括发电和虚拟电厂，发电方面主要体现在清洁能源发电和可再生能源发电，若自用电比例越高，收益越好，而虚拟电厂方面主要体现在储能、节能、跨用户交易和需求侧响应;四是增值服务，包括工程服务和资产服务，工程服务方面主要体现在实施平台化和运营本地化，而资产服务体现在设备租赁、EMC(合同能源管理)和碳资产。整个综合能源服务可看作是一种能源托管模式。
需要提醒的是，理想盈利模式中，需要结合各区域具体条件、各阶段政策经济条件、各能源服务公司自身能力等因素，分阶段、有选择、有分工的开展和实施，能源服务公司除自身能力建设之外，还需要作为一个资源整合平台，构建有竞争力的业务模式和业务生态。
