1.1、新一轮电改，直指交易市场化
2002年启动的第一轮电力体制改革在前期“政企分离”的基础上，进一步实现了厂网分离，并初步实现了“主辅分离”，破除了独家办电的体制束缚，从根本上改变了指令性计划体制和政企不分、厂网不分等问题，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。但同时，电网企业垄断地位依旧，电力交易市场化不足，新能源开发和并网困难等问题依然存在。
2014年4月，李克强总理在新一届国家能源委员会首次会议提出要大力推进包括电力体制改革在内的能源体制改革。2015年3月，国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“电改9号文”），正式开启新一轮电力体改革，旨在降低电力成本，调整产业结构，提高能源利用率，提高电力系统安全可靠性，促进节能环保体，建立一个“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、监管有效”的电力市场体制。
1.2、改革红利释放：售电侧市场
本轮电力体制改革的最终目的是打破电网公司垄断地位，构建充分竞争的电力市场，还原电力的商品属性，从而提高电能生产效率，降低电力成本。核心内容是“放开两头，管住中间”，即放开发电、售电等属于竞争性环节的价格，管住输电、配电等属于自然垄断环节的价格。相应的，电价的组成机制、电力系统中各个环节的业务结构和盈利模式也发生变化。
此次电改最大亮点在于对售电端市场的放开，包括市场准入的放开和可直接交易电量放开，进一步促进电力行业的市场化发展。一方面，除了传统电网公司，售电公司作为一种全新的市场主体，被允许进入售电端市场，代理用户与发电企业进行电力交易。另一方面，电改配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》中明确提出在保障无议价能力的用户用电的基础上，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。可直接交易电量的放开，为电力市场化交易开启更大空间。
中国电监会披露的《电价监管报告》显示，2015年全年，我国社会用电总量约为5.6万亿千瓦时，按照全国平均销售电价0.492元/千瓦时计算，全国售电市场总容量达到近全国售电市场总容量达到近3万亿元。根据中电联发用电数据，2010年至2015年，发电设备平均利用小时数总体逐年下降，电力行业明显供大于求，发电端竞争将促使发电企业控制运行机组运营成本，降低上网电价。发电价格的降低将通过市场化的电力交易模式传导到售电端，由售电公司和电力用户分享。售电公司这一新兴主体成为改革红利释放的直接受益者。发电价格的降低将通过市场化的电力交易模式传导到售电端，由售电公司和电力用户分享。售电公司这一新兴主体成为改革红利释放的直接受益者。
2 广东：竞争性电力市场的先行者
2.1、售电市场逐步放开，售电公司主体呈现多元化
本次电改的主要目的是形成竞争性的电力市场，还原电力产品的商品属性。售电侧的开放实现了终端电力产品的市场化定价，是核心改革措施之一。广东省是最早纳入电力改革售电侧试点的地区。从2006年起，广东开始试行直购电交易，并陆续推出了一系列相关指导文件，极大地促进电力用户和发电企业直接展开电力交易，为售电侧电力改革奠定了坚实的基础。近年来广东直接电力交易的规模不断扩大，近三年复合增长率高达160%。
电改9号文明确提出有序向社会资本开放售电业务，多途径培养市场主体，并在配套文件中再次提出产业园区、公共服务行业公司等7类主体可成立售电公司，从事售电业务。售电市场广阔的前景和盈利空间，吸引不同背景企业以独资或者参股的形式设立售电公司，参与市场交易。截止2016年6月，全国31个省市范围内已成立超过559家售电公司。
广东省经信委在今年1月和6月先后批复了67家售电公司，准许参与广东省电力集中竞价交易，其中既有发电企业投资设立的售电公司，也有第三方独立售电公司，各类售电公司竞争优势和发展趋势有其自身特点。
2.2、市场主体设立准入门槛
由于电力生产、消费必须实时平衡的特点，电力市场一旦运转失效，将直接影响电网安全。从国外电改的经验来看，在电力用户的准入方面，大部分国家参考电力用户接入电压和用电量，从大型工业用户开始，逐步放宽参与直接交易电力用户的交易资格。随着电力市场市场化水平的逐步完善，市场化价格形成机制的逐渐成熟，开放电力直接交易给越来越多的用户，最终使得所有的电力用户都能够自主选择符合自己要求的电力供应商。广东也不例外，通过相关文件，对电力交易中的市场主体包括发电企业、售电公司和电力用户的准入设立了门槛。
在直购电交易中，市场主体可以选择两种交易模式：双边协商交易和集中竞价交易。2016年广东省直接交易电量年度目标为420亿千瓦时，其中双边协议交易电量为280亿千瓦时，竞争交易电量为140亿千瓦时，不同类型的市场主体间可以采用不同交易模式。
2.3、竞价规则：价差对撮合，差额按比例返还
电力集中竞价交易的主要流程为：交易主体报价、形成价差对、排序成交、差额返还。由于相关交易规则文件中的表述较为晦涩，下面我们以具体示例说明竞价过程和价格形成机制。
假定某月集中竞价电量规模上限为2000万千瓦时，发电侧有四家发电企业参与，总申报电量2400万千瓦时，用户侧有四家用户（售电公司或电力大用户）参与，总申报电量2300万千瓦时。用户侧申报与现行目录电价中电量电价的价差，发电侧申报与上网电价的价差，形成的价差对（发电企业申报价差-大用户申报价差）按照从小到大的顺序排列，依次成交。
最终撮合结果统计：发电企业侧，发电企业A、B申报电量全部成交，C成交500万千瓦时，D无成交；售电公司侧，售电公司1、2、3申报电量全部成交，4成交200万千瓦时。
成交的发电企业平均申报价差为-457.5厘/kWh，成交的用户平均申报价差为-24.3厘/kWh，双方申报的价差电费总量存在差额，这部分差额按照交易中心事先规定的比例分别返还给发电企业和用户。发电企业获得的总返还差额在各个发电企业间按其申报价差电费占发电企业总申报价差电费的比例分配，用户获得的总返还差额在各个用户间按其申报价差电费占用户总申报价差电费的比例分配。若按照广东省今年前三批集中竞价交易的规则，差额按照75%和25%的比例分别返还给发电企业和电力用户。
3 发电侧血拼，售电公司获得暴利
3.1、报价策略发电侧简单粗暴，用户侧技术要求高
3-5月份广东电力交易中心集中竞价分别成交10.5亿kWh、14.5亿kWh和14亿kWh。申报价差差额按发电企业75%、用户25%的比例分别返还给发电企业和电力用户，结算均价分别为-125.6、-147.9和-133.3厘/kWh。
发电侧竞价仅考虑边际成本，以价换量。广东省2016年放开的直接交易电量规模为420亿千瓦时，预计仅占全年用电量的8%左右。由于计划分配电量已经在盈亏平衡小时数以上，发电企业在集中竞价交易时仅需要考虑发电的边际成本。以火电为例，根据机组规模的区别，度电耗煤量为270-340g，考虑水费和环保费用等其它费用，边际成本约为0.2元/kWh。
75%：25%的返还机制使得发电企业报价简单粗暴。3-5月的电力交易中，发电企业和用户的返还比例为75%：25%。发电企业即使报-500厘/kWh的最低限价，经过返还后最终的结算价也仅为-150厘/kWh左右。广东省煤电上网标杆电价为0.45元/kWh，这样发电企业可以获得0.3元/kWh的收入，由于仅需考虑0.2元/kWh的边际成本，每度电仍有0.1元的净利润，十分可观。越来越多的发电企业报价主动向地板价靠近以获得更多的发电量，申报均价不断降低。
与发电侧相比，用户侧报价中标区间更窄。发电侧三月份的中标区间（中标的最高报价-最低报价）高达260厘/kWh，显著高于用户侧中标区间，此后发电、用户侧中标区间比逐步缩窄，但到五月仍高达1.4。中标区间的大小反映出对申报价格精准度的要求，由此看来用户侧对申报价格的精准度要求要显著高于发电侧。
用户侧申报价差对其结算价差的影响更大。从结算价差对其申报价差的敏感程度来看，发电企业申报价差每变动1厘/kWh带来其结算价差的变化幅度为0.3-0.6厘/kWh，而用户申报价差每变动1厘/kWh带来其结算价差的变化幅度为3-10厘/kWh。用户侧申报价差对其结算价差带来的影响十分显著，对报价策略的要求更高。
3.2、售电公司技术优势显著，获得“暴利”
从竞价结果看，售电公司与电力大用户相比优势显著，反映在中标率和结算价差方面。
除三月份以外参与竞价的售电公司均全部成交，而电力大用户缺乏对报价机制的深入了解以及对竞价形势的主动预测能力。在5月份交易中预计有不少大用户是参照4月份的用户成交最低价进行报价，结果未能取得成交，电力大用户成交率仅为40%，而售电公司成交率仍然保持为100%。
售电公司有效的报价策略在确保成交的同时还能保证盈利能力。用户的报价策略需要在报高价保证中标和报低价保证盈利能力之间进行权衡。报得过低，有可能无法竞得电量，而如果报得过高，如3月交易中有用户报-0.1厘/kWh，虽然能够竞得电量，但最终结算价格仅为-0.5厘/kWh，经济效益并不显著。售电公司以70%左右的中标电量分享了90%左右的发电企业让利，实现了量与价的兼得。
售电企业在参与竞争性报价前，与被代理用户首先签订了协议，明确了降价额度。我们认为集中竞价交易中用户成交的最低报价可代表用户降价预期的上限，按照5月份交易数据来看，用户降价预期的上限在0.03元/kWh左右。实际上大部分用户对降价幅度的预期是参照的以往的大客户直购电的情况，通常在0.01元/kWh左右，从行业层面了解的情况来看，用户与售电公司签订的长期代理协议中要求的降价幅度为0.01元/kWh左右。3-5月份平均结算降价幅度均在0.13元/kWh以上，也就是说售电公司每度电的利润在0.1元以上，在电力交易市场放开初期获得暴利。
4 售电前景：初期暴利模式难持续，长期竞争力靠差异化
4.1、上下游变化将影响售电公司盈利能力
返还比例变化导致发电企业报价提升。在广东3-5月的电力集中竞价交易中，由于发电企业和用户之间75%：25%的返还比例，发电企业报价时基本按接近-500厘/度电的地板价报价以确保成交，而按照75%的返还系数最终结算的价差基本在-150厘/度电左右，按照边际成本考虑的话仍有可观收益。6月份开始返还比例调整为50%，若发电企业仍报地板价，则至少让利250厘/kWh，大部分发电企业应该无法接受这一亏本价。这就迫使发电企业放弃地板价，回归理性报价。实际上，6月集中竞价中，报价-500厘/kWh的发电企业最终结算价差为-289.6厘/kWh，广东煤电上网标杆电价为0.45元/kWh，也就是说该发电企业此次集中竞价电量的最终上网电价为0.16元/kWh，即使是边际成本也无法覆盖。6月份发电侧最高申报价差为-60.6厘/kWh，平均结算价差为-93.6厘/kWh，较前几月显著提高，也就意味着售电公司利润的压缩。
用户降价预期发生变化。用户委托售电公司代理，此前由于无经验可循，参照的是大用户直购电的降价幅度。以广东为例，2015年共有207家用户和35家电厂参与电力直接交易，交易电量达到229亿千瓦时，用户电费支出减少超过了1.6亿元，平均电价降幅为7厘/千瓦时。初期由于信息不对称以及售电公司资源的稀缺性，用户要求的降价幅度仅为每度电1分左右。随着前几批电力集中竞价交易披露出售电公司暴利的信息，同时售电公司大幅扩容，新签用户必然会要求增大降幅。
4.2、直接交易电量占比的提升将降低发电侧降价幅度
前面分析的发电企业以覆盖边际成本为底线的报价策略，是基于目前发电计划只是放开了一小部分，大部分发电小时数还是统一分配。由于统一分配的部分已经在盈亏平衡小时数以上，作为增量部分的集中竞价交易市场只需要考虑边际成本即可。随着未来发电市场的进一步放开，集中竞价交易的规模越来越大，统一分配的发电小时数在盈亏平衡小时数以下，降价中的度电成本不仅要覆盖边际成本，还要分摊部分固定成本。
以火电为例，对不同发电计划放开比例场景下发电企业的降价空间进行近似测算，主要参考广东相关数据。上网电价按0.45元/kWh（含税）考虑，2015年广东火电机组平均利用小时数4028小时，同比下降550小时，我们认为随着新增机组的投运，平均利用小时数还会进一步下降，按照3800小时考虑。假定盈亏平衡小时数为3300小时，参与集中竞价的发电企业通过降价可获得更多的发电小时数，达到4000小时。
测算中可以看到，当分配的发电小时数在盈亏平衡小时数以上时，发电企业集中竞价价格只需要能够覆盖边际成本（主要是燃料费用）即可，此时有较大的降价空间。随着发电计划逐步放开，分配的发电小时数低于盈亏平衡小时数，竞价时除了边际成本，还要考虑分摊固定成本。根据我们的测算，当放开比例达到50%时，降价空间最大为6分/kWh，超过的话发电企业将出现亏损。
4.3、长期竞争靠差异化获取用户
准入门槛和售电复杂性提升售电公司价值。电力市场是逐步放开的过程，中短期内准入门槛的设立使得大部分普通工商业用户不满足年用电量的要求，对售电公司有依赖。即使是满足准入条件的工业大用户，由于电力交易的复杂性，往往对交易规则的理解不透彻、对变化的响应不及时，后期可能还会承受多买和少买的惩罚性措施，权衡自身参与竞价交易的投入和产出后，很多还是会选择售电公司代理。
发电计划的放开是渐进过程，根据国家能源局日前下发《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)意见的函》，2016年我国力争直接交易电量比例达到本地工业用电量的30%，2018年实现工业用电量100%放开，2020年实现商业用电量的全部放开。随着直接交易电量的比重的逐渐增大放开，电力交易的盈利市场空间将进一步被打开。结合实际推进进度，预计1-2年内发电计划放开程度为20-30%，发电企业可以接受65-6分的降价，售电公司和用户分享这部分红利，售电公司每度电挣，售电公司和用户分享这部分红利，售电公司每度电挣32-3分，对应0200亿左右的行业利润空间；中长期来看，发电企业可以接受的降价幅度亿左右的行业利润空间；中长期来看，发电企业可以接受的降价幅度43-4分，售电公司每度电挣分，售电公司每度电挣21-2分，对应0300-400亿的行业利润空间。
在电力交易产业链中，由于供大于求的客观现状，用户将是核心主体，如何获取用户将是售电公司经营制胜的关键。在各类售电公司中，我们认为最有竞争力的是能够直接接触客户并通过差异化服务绑定客户的主体，具体来看，主要是从事用电服务、需求侧响应及配网运营的公司。
原标题:【电力】一切都是套路：售电市场化后，为何是售电侧而不是发电侧获得暴利？
