近期，从调研情况看，售电市场的潜在机会被放大，各地售电市场不断有新兴主体参与，其中以广州、重庆、云南电力市场交易最为活跃，他们均是电力改革试点区域。

广东今年3-5月开展了三次竞价交易，成交电量分别是10.5亿千瓦时、14.5亿千瓦时、14.0亿千瓦时，发电平均降价-125.55厘/kwh、-147.93厘/kwh、-133.28厘/kwh。在成交的电量中，售电公司代理电量占60%以上，发电企业让利绝大部分归售电公司所有。

在重庆电力市场交易中，重庆市共有11家企业与售电公司签订了购电合同。其中，3月1日开始两江长兴电力公司向大唐重庆分公司购买3亿千瓦时电量(水、火电各一家，一口价，比例由调度调剂)售给5家用电企业。为支持售电公司，该电量作为增量，不纳入重庆市2016年直接交易电量计划，不扣除发电企业基本电量。

云南省则计划除公益性的发用电计划之外，电力交易全部推向市场。

在电改九号文自上而下的推动下，地方政府在本轮改革中积极性高，目的是借改革打破本地电网垄断供需的格局，借改革降低本地工商企业电价。售电公司积极进入电力市场，看中的无非是发电侧让利产生的红利，在上游获得电厂资源、下游掌握大用户之后，就可以顺理成章开展电量代理服务。

调研下来，我们发现地方政府诉求的实现、售电公司利益的获取，首先都要越过电网公司的这一道关。省级电网公司在本地地位强势，处于电力产业链的顶端，电网是否愿意让利，是否认同改革思路，决定售电公司空间和机会。电改九号文放开增量配售电业务，但是如果电网参与增量市场配售业务，平台类售电公司没戏。

一个现实的案例是，如在重庆电力交易结算问题上，国网重庆市电力公司要求与用电企业结算，两江长兴电力公司(重庆本地售电试点公司，国有绝对控股的混合所有制企业)收取购售电差价的服务费;两江长兴电力公司坚持按照《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》与用户直接结算，向国网重庆市电力公司支付输配电价。由于两者利益不一致，地方政府多次协调无果后上报国家发改委。据悉，发改委最终协调结果是售电公司分类结算，独立的售电公司仍采用国网结算方式。显然，重庆与电力公司之间的博弈败下阵来。

目前平台类售电公司参与售电交易的筹码是用户资源，依托用户的电力需求代理买卖，赚取差价。可以说，卖电仅是售电公司载体，批发差价是初始业务形态，也是进入售电领域最低门槛。

随着电力市场交易规模的扩大，在电力供需宽松的背景下，大用户对降低电价的诉求增强、发电企业提高发电小时数的渴望被放大。电厂对大用户的竞争、售电公司对大用户之间的竞争将加大，可以预计大用户会采取招标的方式确定代理商、电力供应商。

在这样的格局下，售电公司要在竞争中获得机会，要么有稳定的用户资源、或者有电源资产、或者有独有的配电网络。我们看好发售一体、发配售一体的售电公司，他们有机会在电改的政策驱动下，快速占领初始市场份额，再辅之以能效管理、金融服务、大数服务等增值业务，有望扩大规模。

短期内，平台类售电公司可以通过代理快速参与市场交易，获取市场红利;长期看，我们认为“发电+配网+用户”一体将是优质售电公司的标配。在这样的逻辑下，我们推荐大家重点关注既有电厂资源、配电网络、电力用户的“发配售”一体化售电公司。