廣東電力交易系統(tǒng)當(dāng)前的間接報價系統(tǒng)最大的優(yōu)勢在于可以繞開輸配電價進行交易，前提是所有參與交易的發(fā)電廠之間、大用戶之間擁有相同的目錄電價。因此，當(dāng)前參與廣東電力集中交易的發(fā)電廠均為本地火電廠（擁有相同的標桿上網(wǎng)電價），購電方的最終用戶均為工業(yè)大用戶。由此可見，廣東電力交易體系仍是一個比較初級的系統(tǒng)，限制條件較多，與當(dāng)前歐美各國成熟的電力市場比起來，尚存在不少缺陷：

1.需要相同目錄電價體系支撐，由于目錄電價不同，暫時無法實現(xiàn)多電源種類、多用戶種類集中交易；

2.報價系統(tǒng)不直觀，理解上容易出現(xiàn)差異；

3.出清價格存在剪刀差補貼，從不同方向上改變了供給方和需求方的博弈形勢；

4.設(shè)置交易規(guī)模上限，改變了需求側(cè)的供需狀態(tài)，一定程度上影響了報價策略；

5.缺少平衡市場、電力金融市場等，異常報價狀態(tài)響應(yīng)機制不足。

廣東電力交易系統(tǒng)目前尚處在較為初期的階段，是售電側(cè)改革初期的特殊形態(tài)，未來尚有很大的發(fā)展和改善空間。因此，本報告所作出的交易系統(tǒng)解析僅適用于當(dāng)前時期，隨著電力體制改革的推進及電力市場完善度的發(fā)展，相關(guān)分析與解讀將不再適用。

價差對為正值時不能成交；價差對為負或零值時，按照價差對小者優(yōu)先中標的原則進行交易。價差對相同時，按申報價差相應(yīng)電量比例確定中標電量。

此類價差配對方法決定了對發(fā)電方來說，若想增大成交的幾率，則需要盡可能的低報價；對購電方來說，則需要盡可能的高報價。然而，更低的供方報價意味著電廠需要出讓更多的利益，更高的需方報價意味著用戶需要承擔(dān)更多的用電成本。在此類價格匹配體系之下，供需雙方均需要通盤考慮各自電量和電價的平衡點，以決定最終的報價策略。

由于供需雙方報價到成交時并不一定能夠完全匹配，廣東交易市場引進了價差返還制度，即按一定的比例將價差對的額度返還到發(fā)電企業(yè)及購電企業(yè)，以形成最終的成交價格。根據(jù)廣東省經(jīng)信委發(fā)布的《關(guān)于集中競爭交易規(guī)則調(diào)整有關(guān)事項的通知》（粵經(jīng)信電力函[2015]1136號）規(guī)定結(jié)算：

一是引入價差返還系數(shù)β。成交的發(fā)電企業(yè)與電力大用戶的申報價差電費（絕對值，下同）差額，按照一定比例分別返回給成交的電力大用戶和發(fā)電企業(yè)，目前暫定β值取25%：即當(dāng)成交發(fā)電企業(yè)申報價差電費大于電力大用戶時，差額部分的25%返還給成交的電力大用戶，75%返還給成交的發(fā)電企業(yè)。

二是大用戶成交價格形成。電力大用戶的最終成交價差（設(shè)為P）根據(jù)其中標電量、申報價差、成交發(fā)電企業(yè)與電力大用戶的申報價差電費差額（設(shè)為ΔE）、返回價差電費（設(shè)為E返）綜合確定。具體為：該大用戶中標電量的申報價差電費（設(shè)為E申）加上返回價差電費（E返），除以中標電量（設(shè)為Q），即為該大用戶最終成交價差。其中，返回價差電費（E返）為該大用戶中標電量申報價差電費（E申）占所有中標大用戶申報價差電費總額（ΣE申）的比重乘以返還給電力大用戶的價差電費總額（ΣE返）。公式為：

P=(E申+E返)/Q

E返=ΣE返×E申/ΣE申

ΣE返=β×ΔE

三是發(fā)電企業(yè)成交價格形成。目前電力供應(yīng)寬松的情況下，發(fā)電企業(yè)的最終成交價差參照上述方法計算，差異在于返還給發(fā)電企業(yè)的價差電費總額ΣE返=(1-β)×ΔE。

此處，若將供應(yīng)方中標電量的申報價差電費總額設(shè)為ΣE申（供應(yīng)），將需求方中標電量的申報價差電費總額設(shè)為ΣE申（需求）；單個電廠的申報電價為Pi申，成交電量為Qi；單個購電主體申報電價為Pj申，成交電量為Qj；單個電廠成交電價為Pi，單個購電主體成交電價為Pj，則：

ΔE=ΣE申（供應(yīng)）-ΣE申（需求）（為負值）

ΣE申（供應(yīng)）=Σ(Pi申×Qi)

ΣE申（需求）=Σ(Pj申×Qj)

合并以上公式可得：

（供應(yīng)方）Pi=Pi申+E返/Q=β×Pi申+Pi申×(1-β)×ΣE申（需求）/ΣE申（供應(yīng)）

（需求方）Pj=Pj申-E返/Q=(1-β)×Pj申+Pj申×β×ΣE申（供應(yīng)）/ΣE申（需求）

由上面兩個式子可以看出，在供應(yīng)與需求的申報價差電費總額確定以后，各主體的成交價格僅與各自的申報電價和返還系數(shù)有關(guān)，與申報電量、中標電量、交易對標方申報電價無關(guān)。

此處引入模擬交易例子說明：假設(shè)市場上供需雙方各有5個參與主體，發(fā)電公司A、B、C、D、E與購電主體甲、乙、丙、丁、戊。以上10個市場參與主體為市場全部參與主體，并假設(shè)正好湊成5對價差對，則撮合交易后結(jié)果如下： 

依據(jù)上例，成交的五對公司中，供需雙方的成交價格并不相等：其中“A-甲”、“B-乙”、“C-丙”三對公司成交價中仍舊存在差價，而“D-丁”、“E-戊”成交價格存在需方降價幅度大于供方的情況。這說明廣東省交易模式中存在補償機制，即價差對小的優(yōu)先成交，但成交價格之間存在差值，該差值將以剪刀差的形式補償?shù)匠山粌?yōu)先度靠后的公司。

補償機制對于供應(yīng)側(cè)和需求側(cè)存在不同的影響：根據(jù)各公司所分配的價差確定公式，E返=ΣE返×E申/ΣE申可以看出，各公司所得的價差總額E返由總可分配價差金額（ΣE返）和公司申報降低電費額度占中標電量電費額度之比（E申/ΣE申）共同決定。返還的電費將平均分配到每度中標電量上，即P返=P申×ΣE返/ΣE申。因此，在一場已經(jīng)撮合完成的交易中（供需兩側(cè)總電費金額確定，返還總額確定），則申報的降價幅度越大（即報價越低），分配到的返還電價越多，與中標電量無關(guān)。

對于需求側(cè)而言，高報價（低降價幅度）可提高成交幾率，然而卻會導(dǎo)致電費偏高（報價高，返還電價也少）；低報價（高降價幅度）可降低電費（低報價，返還電價也高），相應(yīng)地成交幾率和成交電量也會降低。因此，購電側(cè)最終成交電價之差大于報價之差，電價返還機制加劇了需求側(cè)電價與電量的博弈。

從前面模擬舉例的數(shù)據(jù)可以看出，購電主體“甲”申報降幅最小，為10厘/千瓦時，最終結(jié)算降幅為23.64厘/千瓦時；購電主體“戊”申報降幅最大，為150厘/千瓦時，最終結(jié)算降幅為354.55厘/千瓦時。甲與戊申報價之間相差140厘/千瓦時，而最終結(jié)算價之差被返還機制擴大到330.91厘/千瓦時。因此對于購電方來講，激進地報低價可以得到更多的返還電價“獎勵”，拉大與其他競爭對手的價差，但是卻要承擔(dān)更大的不能成交的風(fēng)險；保守地報高價可以提高中標幾率，但是相應(yīng)地能夠獲得的返還電價也將減少。購電方的量價博弈被復(fù)雜化。

而對于供電方而言，低報價（高降價幅度）雖然使電廠加大了主動讓利，但是返還電價上升，部分彌補了報價降低帶來的電價下降，同時提高了成交量和成交幾率；高報價（低降價幅度）則減少了主動讓利，相對的返還電價也相應(yīng)減少，而成交量和成交幾率也同步降低。因此，電價返還機制使得供給方最終成交電價之差小于報價之差，高報價與低報價策略之間對最終成交電價影響減小，低價策略呈現(xiàn)優(yōu)勢。

從前面模擬舉例的數(shù)據(jù)可以看出，發(fā)電廠A報價降幅最大，達到500厘/千瓦時，最終成交降幅為183.1厘/千瓦時；發(fā)電廠E報價降幅最小，為300厘/千瓦時，最終成交降幅為109.86厘/千瓦時。A與E的報價之間相差200厘/千瓦時，而最終成交價之間僅相差73.24厘/千瓦時。對于發(fā)電廠A來講，盡管報出電價比E低2毛錢，但是最終成交價卻僅比E低7分錢，且由于報價很低，成交的幾率要比E大得多。因此，發(fā)電廠量價博弈被簡單化，報價策略出現(xiàn)“最優(yōu)解”，即在保證成交電價能夠覆蓋發(fā)電邊際成本的前提下，盡量報低價以爭取成交。

返還機制對于供需雙方影響不同的主因為：返還電價對購電方的作用機制為“獎勵”，而對于發(fā)電方的作用機制為“補償”，從電價層面均“鼓勵”雙方報出更低的價格。然而對于需求方來講，低報價意味著承擔(dān)更高不能成交的風(fēng)險，而對于供應(yīng)方來講，低報價則提升了成交的幾率。因此需求方的量價博弈更顯激烈，發(fā)電方則是削弱了此類博弈。在3-5月的集中交易中，由于返還系數(shù)設(shè)置為25%，電廠方能夠獲得較多的返還電費，出現(xiàn)了發(fā)電廠報價策略向地板價單方面傾斜的現(xiàn)象。

廣東電力交易中心為響應(yīng)中發(fā)9號文“逐步放開工商業(yè)集中競價交易”原則，自2014年首次競價交易開始便設(shè)置的交易容量上限，并采取逐年放開的方式。根據(jù)《廣東電力大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易深化試點工作方案》，廣東2014、2015和2016年直接交易電量規(guī)模分別為150億、227億、306億千瓦時，達到上一年內(nèi)發(fā)電量的4%、6%和8%。其中，2014及2015年集中競價撮合交易電量規(guī)模分別為20億和57億千瓦時，2015年單月交易上限為5.7億千瓦時，2016年3-6月交易電量上限提升至10.5億、14億、14.5億和18.7億千瓦時。

盡管廣東經(jīng)信委不斷上調(diào)集中交易容量限制，仍無法滿足市場的需求。2016年3-6月集中競價中，供需雙方申報容量均超過了允許成交的電量上限。

由于交易電量的限制，致使供需雙方均以單側(cè)競爭為主：在供應(yīng)方看來，市場上的發(fā)電能力超過了交易規(guī)模，市場呈現(xiàn)供大于求的狀態(tài)；在需求方看來，購電主體的購電需求量也超過了交易規(guī)模，市場呈現(xiàn)供不應(yīng)求的狀態(tài)。因此，供需雙方的實際對應(yīng)關(guān)系被交易規(guī)模限制硬生生隔開，雙方報價均主要圍繞本側(cè)其他競爭對手而展開。

廣東省乃至全國的實際供需情況均為供應(yīng)大于需求，電源嚴重過剩。由于真實情況確為供大于求，因此經(jīng)信委及南方監(jiān)管局設(shè)置的交易上限對發(fā)電廠的競價策略影響不大，供應(yīng)側(cè)反映了實際的供需情況。而需求側(cè)的情況較為特殊，成交規(guī)模上限的設(shè)置使得需求側(cè)呈現(xiàn)供不應(yīng)求的狀態(tài)，與現(xiàn)實情況相悖，導(dǎo)致需求側(cè)報價策略較為保守，不利于實現(xiàn)通過供需調(diào)節(jié)價格。

為方便理解，此處模擬舉例說明廣東省電力交易中心供需雙方競價、配對、成交以及最終結(jié)算情況：

模擬申報階段：假設(shè)供應(yīng)方共有4家參與報價，總申報電量6500萬千瓦時，最高申報價差為-400厘/千瓦時，最低申報價差為-200厘/千瓦時；需求方共4家參與報價，總申報電量為7000萬千瓦時，最高申報價差為-10厘/千瓦時，最低申報價差為-100厘千瓦時。本次交易規(guī)模上限為6000萬千瓦，具體數(shù)據(jù)如下表：

價差對配對階段：對于各方申報數(shù)據(jù)，交易中心首先生成價差對匹配。由于供需雙方各有4家主體參與報價，故最終將形成4*4=16對價差對，并按照從低到高的成交優(yōu)先順序排列。

成交一：根據(jù)上表，首先撮合價差對相同的第1、2對，即發(fā)電企業(yè)A、B與購電企業(yè)甲的交易撮合。由于A、B報價相同，則按申報電量比例滿足甲的購電需求。其中，A申報電量為1000萬千瓦時，B申報電量為1500萬千瓦時，則A與B的電量比例為2:3，即A與甲成交40%的電量，B與甲成交60%的電量。甲的申報電量為1500萬千瓦時，則A與甲成交600萬千瓦時，B與甲成交900萬千瓦時。本次成交中，甲所有申報電量成交，A、B剩余400萬和600萬千瓦時電量尚未成交。由于甲的需求得到滿足，第9、13對價差對失效。

成交二：由于A、B尚有電量剩余，則撮合第3、4對價差對，即A、B與乙的交易。A、與B仍然按照電量比例進行成交，A、B剩余電量為400萬和600萬千瓦時，乙需求1500萬千瓦時，故本次成交量為1000萬千瓦時。至此，A、B所有電量均已成交，第5、6、7、8對價差對失效；乙尚余500萬千瓦時電量需求未成交，截至目前市場總成交量為2500萬千瓦時。

成交三：由于價差對5-9均已失效，則撮合第10對價差對，即C與乙的交易。C申報電量為2000萬千瓦時，乙尚余500萬千瓦時電量，故本次成交500萬千瓦時。至此，乙所申報電量均已成交，第14價差對失效；C尚余1500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為3000萬千瓦時。

成交四：撮合第11對價差對，即C與丙的交易。C尚余1500萬千瓦時電量，丙申報電量為1000萬千瓦時，故本次成交1000萬千瓦時。至此，丙所申報電量均已成交，第15對價差對失效；C尚余500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為4000萬千瓦時。

成交五：撮合第12對價差對，即C與丁的交易。C尚余500萬千瓦時電量，丁申報電量為3000萬千瓦時，故本次成交500萬千瓦時。至此，C申報電量均已成交，丁尚余2500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為4500萬千瓦時，距離交易規(guī)模上限僅余1000萬千瓦時。

成交六：第13、14、15對價差對失效，則撮合第16對價差對，即D與丁的交易。D申報電量為2000萬千瓦時，丁尚余2500萬千瓦時電量未成交，由于交易規(guī)模上限為6000萬千瓦時而此前已經(jīng)完成了4500萬千瓦時，則本次僅能成交1500萬千瓦時。發(fā)電企業(yè)D和購電企業(yè)丁剩余的500萬及1000萬千瓦時電量無法成交。

撮合交易完成，總成交量為6000萬千瓦時。供給方中標電量申報降價電費總額為1900萬元，需求方中標電量申報降價電費總額為295萬元，返還價差總額1605萬元。其中，返還給供電方1203.75萬元，返還給購電方401.25萬元，根據(jù)各公司降價電費占比計算出各公司返還電價。

至此，本次集中撮合競價交易完成，可得出最終交易數(shù)據(jù)：

供應(yīng)方：共有4家參與報價，總申報電量為6500萬千瓦時，其中4家最終成交（A、B、C全部成交，D部分成交），成交的發(fā)電企業(yè)平均申報價差為-307.69厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-200厘/千瓦時，最低成交申報價為-400厘/千瓦時。

需求方：共有4家參與報價，總申報電量為7000萬千瓦時，其中4家最終成交（甲、乙、丙全部成交，丁部分成交），成交的發(fā)電企業(yè)平均申報價差為-56.43厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-10厘/千瓦時，最低成交申報價為-100厘/千瓦時。

全網(wǎng)總成交電量為6000萬千瓦時，最終結(jié)算的平均價差為-116.04厘/千瓦時。

6月15日，廣東電力交易中心組織開展了2016年6月份集中競爭交易，競價規(guī)模為187000萬千瓦時。

供應(yīng)方：共有37家參與報價，總申報電量為233606萬千瓦時，其中30家最終成交，成交的發(fā)電企業(yè)平均申報價差為-162.14厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-60.6厘/千瓦時，最低成交申報價為-500厘/千瓦時。

需求方：共有100家參與報價，總申報電量為230255萬千瓦時，其中97家最終成交，成交的需求方平均申報價差-25.66厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-0.1厘/千瓦時，最低成交申報價為-45厘/千瓦時。

全網(wǎng)總成交電量為187000萬千瓦時，最終結(jié)算的平均價差為-93.89993厘/千瓦時，交易過程由國家能源局南方監(jiān)管局現(xiàn)場監(jiān)管，省經(jīng)信委現(xiàn)場見證。

6月，雖然廣東上調(diào)市場競價容量到18.7億千瓦時，供需雙方申報電量仍然超出規(guī)模限制，競價仍以單邊競爭為主。6月交易規(guī)則出現(xiàn)變化，返還系數(shù)調(diào)整為50%，電廠方返還電費額度變小。對于此番變化，發(fā)電側(cè)反應(yīng)較為激烈：由于價差返還幅度變小，若持續(xù)采用3-5月一味追求低報價爭取電量和價差返還的策略，發(fā)電企業(yè)有可能無法覆蓋其發(fā)電邊際成本。6月份供應(yīng)方平均申報價格上升至-162.14厘/千瓦時（3-5月分別為-429.02、-436.94和-494.12厘/千瓦時），供應(yīng)方報價降價幅度縮小，同時也帶動了平均成交價差上升至-93.90厘/千瓦時（3-5月分別為-125.55、-147.93、-133.28厘/千瓦時）。需求方平均報價申報價格下降至-25.66厘/千瓦時，報價策略分歧擴大：部分購電主體回歸保守報價以爭取更多成交發(fā)電量，最高成交申報價回歸3月的-0.1厘/千瓦時；部分企業(yè)則開始嘗試更加激進的報價方式，承擔(dān)電量成交風(fēng)險以獲取更高的價差返還，最低成交申報價下降到-45厘/千瓦時。本次返還系數(shù)的調(diào)整，使得發(fā)電方近乎“無腦”的地板價報價策略失效，發(fā)電企業(yè)的報價政策更加謹慎。

此類“暴利”的主要源頭由售電公司運營模式?jīng)Q定：作為發(fā)電企業(yè)與用戶之間的分銷商，其利潤來自于出售給用戶的電價與收購自發(fā)電企業(yè)電價的差值。由于售電公司于用戶簽訂長期供電協(xié)議的時候，用戶仍以2015年交易市場的結(jié)算數(shù)據(jù)為推測依據(jù)，沒有預(yù)料到發(fā)電企業(yè)的讓利幅度會達到0.13元/千瓦時，故簽訂的供電協(xié)議往往為目錄電價降低0.01-0.02元/千瓦時左右。由于長期協(xié)議往往持續(xù)一年以上，故認為售電公司的“暴利”至少可以持續(xù)到2016年末。

然而該“暴利”卻存在一定的風(fēng)險，主要源自每月競得電量的不確定性，以前文模擬交易中購電主體“丁”為例：假設(shè)“丁”為售電公司，與用戶簽訂的長期供電協(xié)議為3000萬千瓦時/月，協(xié)議價格為-20厘/千瓦時。在上例中，丁最終成交電量為2000萬千瓦時，結(jié)算價格為-236.02厘/千瓦時。此部分電量供給到用戶，度電利潤為216.02厘/千瓦時（暫時忽略其他成本），總利潤為432.04萬元。而未成交的1000萬千瓦時電量則必須從電網(wǎng)公司按目錄價格購買后供給用戶，度電利潤為-20厘/千瓦時，總虧損20萬元，部分對沖掉了市場電的利潤，公司平均度電利潤縮水36.53%。因此，售電公司能夠盈利與否，關(guān)鍵在于市場電占總供給電量的比例。然而由于售電公司每月能夠競得的電量存在不確定性，可能數(shù)月都競不到任何電量，因此售電公司的利潤風(fēng)險較大。

返還電價剪刀差補償機制及單側(cè)競爭壓制售電公司利潤：對于售電公司而言，報價過于激進則導(dǎo)致公司存在發(fā)電量上的不確定性，若報價過于保守，則由于剪刀差補償機制的存在，使得分配到公司的返還電價額度減小。由于市場電量在售電公司盈利中占據(jù)著重要地位，售電公司的報價策略更加偏向于保守以換取更多的電量，并寄希望于發(fā)電側(cè)激進的報價策略來換取高額返還價差。然而隨著6月返還系數(shù)調(diào)整到50%，發(fā)電企業(yè)的激進策略遭受打壓，紛紛抬高報價避免損失。發(fā)電企業(yè)讓利意愿的減少，讓售電公司出現(xiàn)了兩種分歧的報價策略：1）嘗試以激進報價方式以壓低價差和賺取補償，盡量增加度電利潤，以彌補電量上的風(fēng)險；2）繼續(xù)采用“保守壓倒一切”的競價策略，實現(xiàn)薄利多銷。

2016年6月8日，廣東經(jīng)信委網(wǎng)站公布了第二批擬參與集中競價交易的售電公司目錄，總計54家。第二批售電公司正式參與競價交易之后，售電公司總量從13家擴展到67家，需求方主體數(shù)量將擴張到154家，每家企業(yè)平均能夠競標到的電量將大幅度減少，不利于售電公司利潤的維持。

售電公司在整個市場交易的環(huán)節(jié)中，沒有結(jié)算能力。廣東省經(jīng)信委及能源局南方監(jiān)管局在《關(guān)于明確2016年售電公司參與直接交易有關(guān)事項的通知》中提到：廣東電力交易中心根據(jù)交易執(zhí)行結(jié)果出具結(jié)算憑據(jù)，其中電力用戶按目錄電價向電網(wǎng)企業(yè)繳費。發(fā)電企業(yè)按照交易結(jié)果從電網(wǎng)企業(yè)獲取上網(wǎng)電費。直接向發(fā)電企業(yè)購電的電力大用戶，其價差電費由電網(wǎng)企業(yè)在其應(yīng)繳電費中抵扣;售電公司價差電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，售電公司根據(jù)合同與其簽約用戶結(jié)算。

在廣東首次直接集中交易之后，某家售電公司向當(dāng)?shù)囟悇?wù)機關(guān)報送開票請示，結(jié)果被當(dāng)?shù)囟悇?wù)機關(guān)拒絕，稅務(wù)機關(guān)回復(fù)如下：

“根據(jù)《中華人民共和國增值稅暫行條例》(中華人民共和國國務(wù)院令2008年第538號)第一條規(guī)定：“在中華人民共和國境內(nèi)銷售貨物或者提供加工、修理修配勞務(wù)以及進口貨物的單位和個人，未增值稅的納稅人，應(yīng)當(dāng)依照本條例繳納增值稅”;同時《國務(wù)院關(guān)于修改〈中華人民共和國發(fā)票管理辦法〉的決定》(中華人民共和國國務(wù)院令587號)第十九條規(guī)定明確：“銷售商品、提供服務(wù)以及從事其他經(jīng)營活動的單位和個人，對外發(fā)生經(jīng)營業(yè)務(wù)收取款項，收款方應(yīng)當(dāng)向付款方開具發(fā)票;特殊情況下，由付款方向收款方開具發(fā)票”、《中華人民共和國發(fā)票管理辦法實施細則》(國家稅務(wù)總局令第25號)第二十四條規(guī)定：“《辦法》第十九條所稱特殊情況下，由付款方向收款方開具發(fā)票，是指下列情況：(一)收購單位和扣繳義務(wù)人支付個人款項時;(二)國家稅務(wù)總局認為其他需要由支付方向收款方開具發(fā)票的”;《國家稅務(wù)總局關(guān)于修訂〈增值稅專用發(fā)票使用規(guī)定〉的通知》(國稅發(fā)(2006)156號)第二條規(guī)定：“專用發(fā)票，是增值稅一般納稅人(以下簡稱一般納稅人)銷售貨物或者提供應(yīng)稅勞務(wù)開具的發(fā)票，是購買方支付增值稅額并可按照增值稅有關(guān)規(guī)定據(jù)以抵扣增值稅進項稅額的憑證”。

因此，根據(jù)上述文件內(nèi)容，你司請示中的交易結(jié)算流程方案不符合現(xiàn)有增值稅專用發(fā)票使用管理規(guī)定，不同意你司執(zhí)行請示中的交易結(jié)算流程方案。”

（以上內(nèi)容出自“電力法律觀察”）

由此可見，售電公司的運營模式雖然為“從發(fā)電企業(yè)處購電，銷售給用電客戶并賺取差價”，然而現(xiàn)金流的流向卻與運營模式相反：電網(wǎng)向售電公司按照競標結(jié)果支付價差電費，而售電公司向客戶支付合同規(guī)定的價差電費。因此售電公司的運營模式不具備法定的“由付款方向收款方開具發(fā)票”地條件，無法開具發(fā)票進行結(jié)算。

此后國家發(fā)改委在《關(guān)于重慶市售電側(cè)改革試點工作有關(guān)問題的復(fù)函》中將售電公司分為三類：第一類是電網(wǎng)企業(yè)的售電公司，可向其供電的用戶收費并開具電費發(fā)票；第二類是擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司，可向其供電的用戶收費并開具電費發(fā)票；第三類是獨立的售電公司，保持電網(wǎng)企業(yè)向用戶收費并開具發(fā)票的方式不變。而參與廣東集中競價交易的公司均為第三類公司，按照發(fā)改委精神將不具備開具發(fā)票的條件，結(jié)算程序牢牢把握在電網(wǎng)手中。

因此，當(dāng)前售電公司所謂的“暴利”均停留在賬面上，在電網(wǎng)企業(yè)結(jié)算以前，售電公司得不到真正的現(xiàn)金流，且面臨著一定程度上的壞賬可能，售電公司的獨立經(jīng)營能力存在較大的風(fēng)險。

作為電力“發(fā)輸配售”四大環(huán)節(jié)的一環(huán)，當(dāng)前參與廣東省集中競價交易的電力公司不為電力產(chǎn)業(yè)鏈增加任何產(chǎn)業(yè)附加值，僅僅利用了電力市場的實際情況與用戶預(yù)期之差賺取了短期的高額利潤，不符合產(chǎn)業(yè)鏈邏輯和改革邏輯。隨著參與電力集中競價交易的售電公司增多、電力市場競爭的逐步成熟以及用戶端市場意識的覺醒，售電公司的電力購銷差價空間將逐漸縮水，售電公司貿(mào)易性質(zhì)減弱。而根據(jù)國外成熟電力交易市場的經(jīng)驗，售電公司最終將通過提供各式各樣的增值服務(wù)，在零售市場上展開競爭搶占市場份額，徹底貫徹“薄利多銷”的盈利模式。

國外成熟的售電市場中，售電公司的經(jīng)營模式為“從電力交易市場上購買電力——附加上增值服務(wù)——于零售市場上向用戶售電”，即電力商品在售電公司手中經(jīng)過一次“再加工”后銷售給最終客戶。主要的增值服務(wù)內(nèi)容包括電價優(yōu)惠套餐服務(wù)、綜合能源提供及管理服務(wù)、節(jié)能服務(wù)、能源信息服務(wù)、綠色能源套餐服務(wù)等。

售電公司能夠開展的增值服務(wù)業(yè)務(wù)不僅限于某一種類，其服務(wù)的實質(zhì)是通過優(yōu)惠、節(jié)能等手段幫助客戶進一步節(jié)省能源開支，其根本目的是搶占市場份額，在購銷差價被市場穩(wěn)定之后實現(xiàn)薄利多銷。我們認為售電公司未來需完成由電力貿(mào)易商向能源服務(wù)商的過渡，依據(jù)其大股東的資源背景提供增值服務(wù)，如電價優(yōu)惠套餐服務(wù)、綜合能源提供及管理服務(wù)、節(jié)能服務(wù)、能源信息服務(wù)、綠色能源套餐服務(wù)等。增值服務(wù)的質(zhì)量、客戶資源以及客戶忠誠度將成為未來售電公司發(fā)展的核心競爭力。