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(jìn)一步實(shí)現(xiàn)了廠網(wǎng)分離，并初步實(shí)現(xiàn)了“主輔分離”，破除了獨(dú)家辦電的體制束縛，從根本上改變了指令性計(jì)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(shí)，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(qiáng)總理在新一屆國家能源委員會首次會議提出要大力推進(jìn)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(jìn)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(jìn)節(jié)能環(huán)保體，建立一個(gè)“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(jià)格，管住輸電、配電等屬于自然壟斷環(huán)節(jié)的價(jià)格。相應(yīng)的，電價(jià)的組成機(jī)制、電力系統(tǒng)中各個(gè)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(diǎn)在于對售電端市場的放開，包括市場準(zhǔn)入的放開和可直接交易電量放開，進(jìn)一步促進(jìn)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(jìn)入售電端市場，代理用戶與發(fā)電企業(yè)進(jìn)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(jì)劃的實(shí)施意見》中明確提出在保障無議價(jià)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(jì)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(jià)監(jiān)管報(bào)告》顯示，2015年全年，我國社會用電總量約為5.6萬億千瓦時(shí)，按照全國平均銷售電價(jià)0.492元/千瓦時(shí)計(jì)算，全國售電市場總?cè)萘窟_(dá)到近全國售電市場總?cè)萘窟_(dá)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(shí)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(yùn)行機(jī)組運(yùn)營成本，降低上網(wǎng)電價(jià)。發(fā)電價(jià)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(jià)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(shí)現(xiàn)了終端電力產(chǎn)品的市場化定價(jià)，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(diǎn)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(jìn)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(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。近年來廣東直接電力交易的規(guī)模不斷擴(kuò)大，近三年復(fù)合增長率高達(dá)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(dú)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(gè)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(zhǔn)許參與廣東省電力集中競價(jià)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(dú)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(diǎn)。

　　2.2、市場主體設(shè)立準(zhǔn)入門檻

　　由于電力生產(chǎn)、消費(fèi)必須實(shí)時(shí)平衡的特點(diǎn)，電力市場一旦運(yùn)轉(zhuǎn)失效，將直接影響電網(wǎng)安全。從國外電改的經(jīng)驗(yàn)來看，在電力用戶的準(zhǔn)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(jià)格形成機(jī)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(zhǔn)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(jià)交易。2016年廣東省直接交易電量年度目標(biāo)為420億千瓦時(shí)，其中雙邊協(xié)議交易電量為280億千瓦時(shí)，競爭交易電量為140億千瓦時(shí)，不同類型的市場主體間可以采用不同交易模式。

　　2.3、競價(jià)規(guī)則：價(jià)差對撮合，差額按比例返還

　　電力集中競價(jià)交易的主要流程為：交易主體報(bào)價(jià)、形成價(jià)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(jià)過程和價(jià)格形成機(jī)制。

　　假定某月集中競價(jià)電量規(guī)模上限為2000萬千瓦時(shí)，發(fā)電側(cè)有四家發(fā)電企業(yè)參與，總申報(bào)電量2400萬千瓦時(shí)，用戶側(cè)有四家用戶（售電公司或電力大用戶）參與，總申報(bào)電量2300萬千瓦時(shí)。用戶側(cè)申報(bào)與現(xiàn)行目錄電價(jià)中電量電價(jià)的價(jià)差，發(fā)電側(cè)申報(bào)與上網(wǎng)電價(jià)的價(jià)差，形成的價(jià)差對（發(fā)電企業(yè)申報(bào)價(jià)差-大用戶申報(bào)價(jià)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(jì)：發(fā)電企業(yè)側(cè)，發(fā)電企業(yè)A、B申報(bào)電量全部成交，C成交500萬千瓦時(shí)，D無成交；售電公司側(cè)，售電公司1、2、3申報(bào)電量全部成交，4成交200萬千瓦時(shí)。

　　成交的發(fā)電企業(yè)平均申報(bào)價(jià)差為-457.5厘/kWh，成交的用戶平均申報(bào)價(jià)差為-24.3厘/kWh，雙方申報(bào)的價(jià)差電費(fèi)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(gè)發(fā)電企業(yè)間按其申報(bào)價(jià)差電費(fèi)占發(fā)電企業(yè)總申報(bào)價(jià)差電費(fèi)的比例分配，用戶獲得的總返還差額在各個(gè)用戶間按其申報(bào)價(jià)差電費(fèi)占用戶總申報(bào)價(jià)差電費(fèi)的比例分配。若按照廣東省今年前三批集中競價(jià)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(bào)價(jià)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(jià)分別成交10.5億kWh、14.5億kWh和14億kWh。申報(bào)價(jià)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(jià)分別為-125.6、-147.9和-133.3厘/kWh。

　　發(fā)電側(cè)競價(jià)僅考慮邊際成本，以價(jià)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(shí)，預(yù)計(jì)僅占全年用電量的8%左右。由于計(jì)劃分配電量已經(jīng)在盈虧平衡小時(shí)數(shù)以上，發(fā)電企業(yè)在集中競價(jià)交易時(shí)僅需要考慮發(fā)電的邊際成本。以火電為例，根據(jù)機(jī)組規(guī)模的區(qū)別，度電耗煤量為270-340g，考慮水費(fèi)和環(huán)保費(fèi)用等其它費(fèi)用，邊際成本約為0.2元/kWh。

　　75%：25%的返還機(jī)制使得發(fā)電企業(yè)報(bào)價(jià)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(bào)-500厘/kWh的最低限價(jià)，經(jīng)過返還后最終的結(jié)算價(jià)也僅為-150厘/kWh左右。廣東省煤電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)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(bào)價(jià)主動向地板價(jià)靠近以獲得更多的發(fā)電量，申報(bào)均價(jià)不斷降低。

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

　　用戶側(cè)申報(bào)價(jià)差對其結(jié)算價(jià)差的影響更大。從結(jié)算價(jià)差對其申報(bào)價(jià)差的敏感程度來看，發(fā)電企業(yè)申報(bào)價(jià)差每變動1厘/kWh帶來其結(jié)算價(jià)差的變化幅度為0.3-0.6厘/kWh，而用戶申報(bào)價(jià)差每變動1厘/kWh帶來其結(jié)算價(jià)差的變化幅度為3-10厘/kWh。用戶側(cè)申報(bào)價(jià)差對其結(jié)算價(jià)差帶來的影響十分顯著，對報(bào)價(jià)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(jià)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(biāo)率和結(jié)算價(jià)差方面。

　　除三月份以外參與競價(jià)的售電公司均全部成交，而電力大用戶缺乏對報(bào)價(jià)機(jī)制的深入了解以及對競價(jià)形勢的主動預(yù)測能力。在5月份交易中預(yù)計(jì)有不少大用戶是參照4月份的用戶成交最低價(jià)進(jìn)行報(bào)價(jià)，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(bào)價(jià)策略在確保成交的同時(shí)還能保證盈利能力。用戶的報(bào)價(jià)策略需要在報(bào)高價(jià)保證中標(biāo)和報(bào)低價(jià)保證盈利能力之間進(jìn)行權(quán)衡。報(bào)得過低，有可能無法競得電量，而如果報(bào)得過高，如3月交易中有用戶報(bào)-0.1厘/kWh，雖然能夠競得電量，但最終結(jié)算價(jià)格僅為-0.5厘/kWh，經(jīng)濟(jì)效益并不顯著。售電公司以70%左右的中標(biāo)電量分享了90%左右的發(fā)電企業(yè)讓利，實(shí)現(xiàn)了量與價(jià)的兼得。

　　售電企業(yè)在參與競爭性報(bào)價(jià)前，與被代理用戶首先簽訂了協(xié)議，明確了降價(jià)額度。我們認(rèn)為集中競價(jià)交易中用戶成交的最低報(bào)價(jià)可代表用戶降價(jià)預(yù)期的上限，按照5月份交易數(shù)據(jù)來看，用戶降價(jià)預(yù)期的上限在0.03元/kWh左右。實(shí)際上大部分用戶對降價(jià)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(jià)幅度為0.01元/kWh左右。3-5月份平均結(jié)算降價(jià)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(bào)價(jià)提升。在廣東3-5月的電力集中競價(jià)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(bào)價(jià)時(shí)基本按接近-500厘/度電的地板價(jià)報(bào)價(jià)以確保成交，而按照75%的返還系數(shù)最終結(jié)算的價(jià)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(bào)地板價(jià)，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(jià)。這就迫使發(fā)電企業(yè)放棄地板價(jià)，回歸理性報(bào)價(jià)。實(shí)際上，6月集中競價(jià)中，報(bào)價(jià)-500厘/kWh的發(fā)電企業(yè)最終結(jié)算價(jià)差為-289.6厘/kWh，廣東煤電上網(wǎng)標(biāo)桿電價(jià)為0.45元/kWh，也就是說該發(fā)電企業(yè)此次集中競價(jià)電量的最終上網(wǎng)電價(jià)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(bào)價(jià)差為-60.6厘/kWh，平均結(jié)算價(jià)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(jià)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(yàn)可循，參照的是大用戶直購電的降價(jià)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(dá)到229億千瓦時(shí)，用戶電費(fèi)支出減少超過了1.6億元，平均電價(jià)降幅為7厘/千瓦時(shí)。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(jià)幅度僅為每度電1分左右。隨著前幾批電力集中競價(jià)交易披露出售電公司暴利的信息，同時(shí)售電公司大幅擴(kuò)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(jià)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(bào)價(jià)策略，是基于目前發(fā)電計(jì)劃只是放開了一小部分，大部分發(fā)電小時(shí)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(shí)數(shù)以上，作為增量部分的集中競價(jià)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(jìn)一步放開，集中競價(jià)交易的規(guī)模越來越大，統(tǒng)一分配的發(fā)電小時(shí)數(shù)在盈虧平衡小時(shí)數(shù)以下，降價(jià)中的度電成本不僅要覆蓋邊際成本，還要分?jǐn)偛糠止潭ǔ杀尽?/p>

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

　　測算中可以看到，當(dāng)分配的發(fā)電小時(shí)數(shù)在盈虧平衡小時(shí)數(shù)以上時(shí)，發(fā)電企業(yè)集中競價(jià)價(jià)格只需要能夠覆蓋邊際成本（主要是燃料費(fèi)用）即可，此時(shí)有較大的降價(jià)空間。隨著發(fā)電計(jì)劃逐步放開，分配的發(fā)電小時(shí)數(shù)低于盈虧平衡小時(shí)數(shù)，競價(jià)時(shí)除了邊際成本，還要考慮分?jǐn)偣潭ǔ杀?。根?jù)我們的測算，當(dāng)放開比例達(dá)到50%時(shí)，降價(jià)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(zhǔn)入門檻和售電復(fù)雜性提升售電公司價(jià)值。電力市場是逐步放開的過程，中短期內(nèi)準(zhǔn)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(zhǔn)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(shí)，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(jià)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(jì)劃的放開是漸進(jìn)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(dá)到本地工業(yè)用電量的30%，2018年實(shí)現(xiàn)工業(yè)用電量100%放開，2020年實(shí)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(jìn)一步被打開。結(jié)合實(shí)際推進(jìn)進(jìn)度，預(yù)計(jì)1-2年內(nèi)發(fā)電計(jì)劃放開程度為20-30%，發(fā)電企業(yè)可以接受65-6分的降價(jià)，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(jià)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(jià)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(rèn)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(yùn)營的公司。

　　原標(biāo)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？