1.1、新一輪電改，直指交易市場化

　　2002年啟動的第一輪電力體制改革在前期“政企分離”的基礎(chǔ)上，進一步實現(xiàn)了廠網(wǎng)分離，并初步實現(xiàn)了“主輔分離”，破除了獨家辦電的體制束縛，從根本上改變了指令性計劃體制和政企不分、廠網(wǎng)不分等問題，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局。但同時，電網(wǎng)企業(yè)壟斷地位依舊，電力交易市場化不足，新能源開發(fā)和并網(wǎng)困難等問題依然存在。

　　2014年4月，李克強總理在新一屆國家能源委員會首次會議提出要大力推進包括電力體制改革在內(nèi)的能源體制改革。2015年3月，國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（以下簡稱“電改9號文”），正式開啟新一輪電力體改革，旨在降低電力成本，調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，提高能源利用率，提高電力系統(tǒng)安全可靠性，促進節(jié)能環(huán)保體，建立一個“有法可依、政企分開、主體規(guī)范、交易公平、監(jiān)管有效”的電力市場體制。

　　1.2、改革紅利釋放：售電側(cè)市場

　　本輪電力體制改革的最終目的是打破電網(wǎng)公司壟斷地位，構(gòu)建充分競爭的電力市場，還原電力的商品屬性，從而提高電能生產(chǎn)效率，降低電力成本。核心內(nèi)容是“放開兩頭，管住中間”，即放開發(fā)電、售電等屬于競爭性環(huán)節(jié)的價格，管住輸電、配電等屬于自然壟斷環(huán)節(jié)的價格。相應(yīng)的，電價的組成機制、電力系統(tǒng)中各個環(huán)節(jié)的業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)和盈利模式也發(fā)生變化。

　　此次電改最大亮點在于對售電端市場的放開，包括市場準入的放開和可直接交易電量放開，進一步促進電力行業(yè)的市場化發(fā)展。一方面，除了傳統(tǒng)電網(wǎng)公司，售電公司作為一種全新的市場主體，被允許進入售電端市場，代理用戶與發(fā)電企業(yè)進行電力交易。另一方面，電改配套文件《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》中明確提出在保障無議價能力的用戶用電的基礎(chǔ)上，通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發(fā)用電計劃。可直接交易電量的放開，為電力市場化交易開啟更大空間。

　　中國電監(jiān)會披露的《電價監(jiān)管報告》顯示，2015年全年，我國社會用電總量約為5.6萬億千瓦時，按照全國平均銷售電價0.492元/千瓦時計算，全國售電市場總?cè)萘窟_到近全國售電市場總?cè)萘窟_到近3萬億元。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)用電數(shù)據(jù)，2010年至2015年，發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)總體逐年下降，電力行業(yè)明顯供大于求，發(fā)電端競爭將促使發(fā)電企業(yè)控制運行機組運營成本，降低上網(wǎng)電價。發(fā)電價格的降低將通過市場化的電力交易模式傳導(dǎo)到售電端，由售電公司和電力用戶分享。售電公司這一新興主體成為改革紅利釋放的直接受益者。發(fā)電價格的降低將通過市場化的電力交易模式傳導(dǎo)到售電端，由售電公司和電力用戶分享。售電公司這一新興主體成為改革紅利釋放的直接受益者。

　　2 廣東：競爭性電力市場的先行者

　　2.1、售電市場逐步放開，售電公司主體呈現(xiàn)多元化

　　本次電改的主要目的是形成競爭性的電力市場，還原電力產(chǎn)品的商品屬性。售電側(cè)的開放實現(xiàn)了終端電力產(chǎn)品的市場化定價，是核心改革措施之一。廣東省是最早納入電力改革售電側(cè)試點的地區(qū)。從2006年起，廣東開始試行直購電交易，并陸續(xù)推出了一系列相關(guān)指導(dǎo)文件，極大地促進電力用戶和發(fā)電企業(yè)直接展開電力交易，為售電側(cè)電力改革奠定了堅實的基礎(chǔ)。近年來廣東直接電力交易的規(guī)模不斷擴大，近三年復(fù)合增長率高達160%。

　　電改9號文明確提出有序向社會資本開放售電業(yè)務(wù)，多途徑培養(yǎng)市場主體，并在配套文件中再次提出產(chǎn)業(yè)園區(qū)、公共服務(wù)行業(yè)公司等7類主體可成立售電公司，從事售電業(yè)務(wù)。售電市場廣闊的前景和盈利空間，吸引不同背景企業(yè)以獨資或者參股的形式設(shè)立售電公司，參與市場交易。截止2016年6月，全國31個省市范圍內(nèi)已成立超過559家售電公司。

　　廣東省經(jīng)信委在今年1月和6月先后批復(fù)了67家售電公司，準許參與廣東省電力集中競價交易，其中既有發(fā)電企業(yè)投資設(shè)立的售電公司，也有第三方獨立售電公司，各類售電公司競爭優(yōu)勢和發(fā)展趨勢有其自身特點。

　　2.2、市場主體設(shè)立準入門檻

　　由于電力生產(chǎn)、消費必須實時平衡的特點，電力市場一旦運轉(zhuǎn)失效，將直接影響電網(wǎng)安全。從國外電改的經(jīng)驗來看，在電力用戶的準入方面，大部分國家參考電力用戶接入電壓和用電量，從大型工業(yè)用戶開始，逐步放寬參與直接交易電力用戶的交易資格。隨著電力市場市場化水平的逐步完善，市場化價格形成機制的逐漸成熟，開放電力直接交易給越來越多的用戶，最終使得所有的電力用戶都能夠自主選擇符合自己要求的電力供應(yīng)商。廣東也不例外，通過相關(guān)文件，對電力交易中的市場主體包括發(fā)電企業(yè)、售電公司和電力用戶的準入設(shè)立了門檻。

　　在直購電交易中，市場主體可以選擇兩種交易模式：雙邊協(xié)商交易和集中競價交易。2016年廣東省直接交易電量年度目標為420億千瓦時，其中雙邊協(xié)議交易電量為280億千瓦時，競爭交易電量為140億千瓦時，不同類型的市場主體間可以采用不同交易模式。

　　2.3、競價規(guī)則：價差對撮合，差額按比例返還

　　電力集中競價交易的主要流程為：交易主體報價、形成價差對、排序成交、差額返還。由于相關(guān)交易規(guī)則文件中的表述較為晦澀，下面我們以具體示例說明競價過程和價格形成機制。

　　假定某月集中競價電量規(guī)模上限為2000萬千瓦時，發(fā)電側(cè)有四家發(fā)電企業(yè)參與，總申報電量2400萬千瓦時，用戶側(cè)有四家用戶（售電公司或電力大用戶）參與，總申報電量2300萬千瓦時。用戶側(cè)申報與現(xiàn)行目錄電價中電量電價的價差，發(fā)電側(cè)申報與上網(wǎng)電價的價差，形成的價差對（發(fā)電企業(yè)申報價差-大用戶申報價差）按照從小到大的順序排列，依次成交。

　　最終撮合結(jié)果統(tǒng)計：發(fā)電企業(yè)側(cè)，發(fā)電企業(yè)A、B申報電量全部成交，C成交500萬千瓦時，D無成交；售電公司側(cè)，售電公司1、2、3申報電量全部成交，4成交200萬千瓦時。

　　成交的發(fā)電企業(yè)平均申報價差為-457.5厘/kWh，成交的用戶平均申報價差為-24.3厘/kWh，雙方申報的價差電費總量存在差額，這部分差額按照交易中心事先規(guī)定的比例分別返還給發(fā)電企業(yè)和用戶。發(fā)電企業(yè)獲得的總返還差額在各個發(fā)電企業(yè)間按其申報價差電費占發(fā)電企業(yè)總申報價差電費的比例分配，用戶獲得的總返還差額在各個用戶間按其申報價差電費占用戶總申報價差電費的比例分配。若按照廣東省今年前三批集中競價交易的規(guī)則，差額按照75%和25%的比例分別返還給發(fā)電企業(yè)和電力用戶。

　　3 發(fā)電側(cè)血拼，售電公司獲得暴利

　　3.1、報價策略發(fā)電側(cè)簡單粗暴，用戶側(cè)技術(shù)要求高

　　3-5月份廣東電力交易中心集中競價分別成交10.5億kWh、14.5億kWh和14億kWh。申報價差差額按發(fā)電企業(yè)75%、用戶25%的比例分別返還給發(fā)電企業(yè)和電力用戶，結(jié)算均價分別為-125.6、-147.9和-133.3厘/kWh。

　　發(fā)電側(cè)競價僅考慮邊際成本，以價換量。廣東省2016年放開的直接交易電量規(guī)模為420億千瓦時，預(yù)計僅占全年用電量的8%左右。由于計劃分配電量已經(jīng)在盈虧平衡小時數(shù)以上，發(fā)電企業(yè)在集中競價交易時僅需要考慮發(fā)電的邊際成本。以火電為例，根據(jù)機組規(guī)模的區(qū)別，度電耗煤量為270-340g，考慮水費和環(huán)保費用等其它費用，邊際成本約為0.2元/kWh。

　　75%：25%的返還機制使得發(fā)電企業(yè)報價簡單粗暴。3-5月的電力交易中，發(fā)電企業(yè)和用戶的返還比例為75%：25%。發(fā)電企業(yè)即使報-500厘/kWh的最低限價，經(jīng)過返還后最終的結(jié)算價也僅為-150厘/kWh左右。廣東省煤電上網(wǎng)標桿電價為0.45元/kWh，這樣發(fā)電企業(yè)可以獲得0.3元/kWh的收入，由于僅需考慮0.2元/kWh的邊際成本，每度電仍有0.1元的凈利潤，十分可觀。越來越多的發(fā)電企業(yè)報價主動向地板價靠近以獲得更多的發(fā)電量，申報均價不斷降低。

　　與發(fā)電側(cè)相比，用戶側(cè)報價中標區(qū)間更窄。發(fā)電側(cè)三月份的中標區(qū)間（中標的最高報價-最低報價）高達260厘/kWh，顯著高于用戶側(cè)中標區(qū)間，此后發(fā)電、用戶側(cè)中標區(qū)間比逐步縮窄，但到五月仍高達1.4。中標區(qū)間的大小反映出對申報價格精準度的要求，由此看來用戶側(cè)對申報價格的精準度要求要顯著高于發(fā)電側(cè)。

　　用戶側(cè)申報價差對其結(jié)算價差的影響更大。從結(jié)算價差對其申報價差的敏感程度來看，發(fā)電企業(yè)申報價差每變動1厘/kWh帶來其結(jié)算價差的變化幅度為0.3-0.6厘/kWh，而用戶申報價差每變動1厘/kWh帶來其結(jié)算價差的變化幅度為3-10厘/kWh。用戶側(cè)申報價差對其結(jié)算價差帶來的影響十分顯著，對報價策略的要求更高。

　　3.2、售電公司技術(shù)優(yōu)勢顯著，獲得“暴利”

　　從競價結(jié)果看，售電公司與電力大用戶相比優(yōu)勢顯著，反映在中標率和結(jié)算價差方面。

　　除三月份以外參與競價的售電公司均全部成交，而電力大用戶缺乏對報價機制的深入了解以及對競價形勢的主動預(yù)測能力。在5月份交易中預(yù)計有不少大用戶是參照4月份的用戶成交最低價進行報價，結(jié)果未能取得成交，電力大用戶成交率僅為40%，而售電公司成交率仍然保持為100%。

　　售電公司有效的報價策略在確保成交的同時還能保證盈利能力。用戶的報價策略需要在報高價保證中標和報低價保證盈利能力之間進行權(quán)衡。報得過低，有可能無法競得電量，而如果報得過高，如3月交易中有用戶報-0.1厘/kWh，雖然能夠競得電量，但最終結(jié)算價格僅為-0.5厘/kWh，經(jīng)濟效益并不顯著。售電公司以70%左右的中標電量分享了90%左右的發(fā)電企業(yè)讓利，實現(xiàn)了量與價的兼得。

　　售電企業(yè)在參與競爭性報價前，與被代理用戶首先簽訂了協(xié)議，明確了降價額度。我們認為集中競價交易中用戶成交的最低報價可代表用戶降價預(yù)期的上限，按照5月份交易數(shù)據(jù)來看，用戶降價預(yù)期的上限在0.03元/kWh左右。實際上大部分用戶對降價幅度的預(yù)期是參照的以往的大客戶直購電的情況，通常在0.01元/kWh左右，從行業(yè)層面了解的情況來看，用戶與售電公司簽訂的長期代理協(xié)議中要求的降價幅度為0.01元/kWh左右。3-5月份平均結(jié)算降價幅度均在0.13元/kWh以上，也就是說售電公司每度電的利潤在0.1元以上，在電力交易市場放開初期獲得暴利。

　　4 售電前景：初期暴利模式難持續(xù)，長期競爭力靠差異化

　　4.1、上下游變化將影響售電公司盈利能力

　　返還比例變化導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)報價提升。在廣東3-5月的電力集中競價交易中，由于發(fā)電企業(yè)和用戶之間75%：25%的返還比例，發(fā)電企業(yè)報價時基本按接近-500厘/度電的地板價報價以確保成交，而按照75%的返還系數(shù)最終結(jié)算的價差基本在-150厘/度電左右，按照邊際成本考慮的話仍有可觀收益。6月份開始返還比例調(diào)整為50%，若發(fā)電企業(yè)仍報地板價，則至少讓利250厘/kWh，大部分發(fā)電企業(yè)應(yīng)該無法接受這一虧本價。這就迫使發(fā)電企業(yè)放棄地板價，回歸理性報價。實際上，6月集中競價中，報價-500厘/kWh的發(fā)電企業(yè)最終結(jié)算價差為-289.6厘/kWh，廣東煤電上網(wǎng)標桿電價為0.45元/kWh，也就是說該發(fā)電企業(yè)此次集中競價電量的最終上網(wǎng)電價為0.16元/kWh，即使是邊際成本也無法覆蓋。6月份發(fā)電側(cè)最高申報價差為-60.6厘/kWh，平均結(jié)算價差為-93.6厘/kWh，較前幾月顯著提高，也就意味著售電公司利潤的壓縮。

　　用戶降價預(yù)期發(fā)生變化。用戶委托售電公司代理，此前由于無經(jīng)驗可循，參照的是大用戶直購電的降價幅度。以廣東為例，2015年共有207家用戶和35家電廠參與電力直接交易，交易電量達到229億千瓦時，用戶電費支出減少超過了1.6億元，平均電價降幅為7厘/千瓦時。初期由于信息不對稱以及售電公司資源的稀缺性，用戶要求的降價幅度僅為每度電1分左右。隨著前幾批電力集中競價交易披露出售電公司暴利的信息，同時售電公司大幅擴容，新簽用戶必然會要求增大降幅。

　　4.2、直接交易電量占比的提升將降低發(fā)電側(cè)降價幅度

　　前面分析的發(fā)電企業(yè)以覆蓋邊際成本為底線的報價策略，是基于目前發(fā)電計劃只是放開了一小部分，大部分發(fā)電小時數(shù)還是統(tǒng)一分配。由于統(tǒng)一分配的部分已經(jīng)在盈虧平衡小時數(shù)以上，作為增量部分的集中競價交易市場只需要考慮邊際成本即可。隨著未來發(fā)電市場的進一步放開，集中競價交易的規(guī)模越來越大，統(tǒng)一分配的發(fā)電小時數(shù)在盈虧平衡小時數(shù)以下，降價中的度電成本不僅要覆蓋邊際成本，還要分攤部分固定成本。

　　以火電為例，對不同發(fā)電計劃放開比例場景下發(fā)電企業(yè)的降價空間進行近似測算，主要參考廣東相關(guān)數(shù)據(jù)。上網(wǎng)電價按0.45元/kWh（含稅）考慮，2015年廣東火電機組平均利用小時數(shù)4028小時，同比下降550小時，我們認為隨著新增機組的投運，平均利用小時數(shù)還會進一步下降，按照3800小時考慮。假定盈虧平衡小時數(shù)為3300小時，參與集中競價的發(fā)電企業(yè)通過降價可獲得更多的發(fā)電小時數(shù)，達到4000小時。

　　測算中可以看到，當分配的發(fā)電小時數(shù)在盈虧平衡小時數(shù)以上時，發(fā)電企業(yè)集中競價價格只需要能夠覆蓋邊際成本（主要是燃料費用）即可，此時有較大的降價空間。隨著發(fā)電計劃逐步放開，分配的發(fā)電小時數(shù)低于盈虧平衡小時數(shù)，競價時除了邊際成本，還要考慮分攤固定成本。根據(jù)我們的測算，當放開比例達到50%時，降價空間最大為6分/kWh，超過的話發(fā)電企業(yè)將出現(xiàn)虧損。

　　4.3、長期競爭靠差異化獲取用戶

　　準入門檻和售電復(fù)雜性提升售電公司價值。電力市場是逐步放開的過程，中短期內(nèi)準入門檻的設(shè)立使得大部分普通工商業(yè)用戶不滿足年用電量的要求，對售電公司有依賴。即使是滿足準入條件的工業(yè)大用戶，由于電力交易的復(fù)雜性，往往對交易規(guī)則的理解不透徹、對變化的響應(yīng)不及時，后期可能還會承受多買和少買的懲罰性措施，權(quán)衡自身參與競價交易的投入和產(chǎn)出后，很多還是會選擇售電公司代理。

　　發(fā)電計劃的放開是漸進過程，根據(jù)國家能源局日前下發(fā)《關(guān)于征求做好電力市場建設(shè)有關(guān)工作的通知(征求意見稿)意見的函》，2016年我國力爭直接交易電量比例達到本地工業(yè)用電量的30%，2018年實現(xiàn)工業(yè)用電量100%放開，2020年實現(xiàn)商業(yè)用電量的全部放開。隨著直接交易電量的比重的逐漸增大放開，電力交易的盈利市場空間將進一步被打開。結(jié)合實際推進進度，預(yù)計1-2年內(nèi)發(fā)電計劃放開程度為20-30%，發(fā)電企業(yè)可以接受65-6分的降價，售電公司和用戶分享這部分紅利，售電公司每度電掙，售電公司和用戶分享這部分紅利，售電公司每度電掙32-3分，對應(yīng)0200億左右的行業(yè)利潤空間；中長期來看，發(fā)電企業(yè)可以接受的降價幅度億左右的行業(yè)利潤空間；中長期來看，發(fā)電企業(yè)可以接受的降價幅度43-4分，售電公司每度電掙分，售電公司每度電掙21-2分，對應(yīng)0300-400億的行業(yè)利潤空間。

　　在電力交易產(chǎn)業(yè)鏈中，由于供大于求的客觀現(xiàn)狀，用戶將是核心主體，如何獲取用戶將是售電公司經(jīng)營制勝的關(guān)鍵。在各類售電公司中，我們認為最有競爭力的是能夠直接接觸客戶并通過差異化服務(wù)綁定客戶的主體，具體來看，主要是從事用電服務(wù)、需求側(cè)響應(yīng)及配網(wǎng)運營的公司。

　　原標題:【電力】一切都是套路：售電市場化后，為何是售電側(cè)而不是發(fā)電側(cè)獲得暴利？