文/纳杰安、黄杰夫
作者供职于香港AEX控股有限公司
2015年9号文发布以来，中国逐渐开启了售电市场，并诞生了一大批售电公司。随着改革的推进，售电公司也大浪淘沙，完成了一轮完整的洗牌。随着现货试点省份的电力市场化交易推进，售电公司如要面对越来越复杂的批发市场。售电公司在零售市场的策略也将会决定企业的盈利能力。
在成熟的国际电力市场中，售电公司的竞争往往十分激烈。它们不仅要面对变幻莫测的现货批发市场，还要有能力为零售客户提供最优的价格与服务。
那么对于售电公司和零售市场来说，成熟的国际电力市场有哪些经验值得我们学习呢？
在进行电力市场化改革之前，无论中国还是国外其他国家，用户（包括居民用户和工商业用户）都是以固定价格向垂直一体化的公用事业公司或者电网公司购买电力。在这样的市场中，电价由监管机构确定，通常考虑兼顾发电和电网成本，额外附加上管理成本与一定的利润空间。
自由市场竞争的电力零售市场中，存在多家相互竞争的售电公司。它们提供价格、种类不同的电力产品供用户选购。售电公司出售给用户的“产品”包括：
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用户消耗的电能，这需要售电公司在电力批发市场进行购买；
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输配电成本和各式各样的其他监管和技术服务费用，此类费用向电网运营商支付。因此，售电公司成熟的电力市场中扮演着关键的中介角色。
在开放的零售市场中，售电公司、用户、监管机构、电网等参与者面临一系列的需求、挑战和机遇：
1．居民用户和小企业对电价的敏感度更高，倾向于购买低价电力。但他们也会考虑购买绿电、供电公司的可靠度和服务水平等一系列其它因素。对于一些用户而言，售电公司可以捆绑太阳能、储能和热泵相关的安装、项目融资、运维服务。
2．工业和大型商业用户通常青睐专门为自身用电特色或商业模式定制的产品，而且可能愿意接受较大尺度的市场风险。此外，一些工商用户的设备具有一定的运行灵活度，可以将工业用户生产线的“灵活度”，在现货市场“变现”，或提供给“调度”能力。
3．售电公司必须提供合适的产品,具有竞争力的价格。这需要售电公司不仅能够清楚把握市场需求；而且同时要具有定制售电套餐、定价的能力，对冲批发市场价格波动带来风险的能力；最理想的情况是，售电公司拥有详细而灵活的负荷数据处理和计费的信息技术平台。
4．售电公司还可以将需求方服务与产品结合，具体范围包括能效服务、需求响应(见第二部分第四小节)和聚合用户的分布式发电“产销合一”产品(如屋顶太阳能)。
5．监管机构和电网运营商需要通过制定规则和实施流程来平衡以下矛盾，即售电公司对灵活度的需求，与终端用户免于受到不公平商业行为和价格虚高的影响，从而支持零售市场蓬勃发展。此外，市场监管和运营机构需要提供透明和良好管理的负荷数据，以便更好支持售电公司与终端用户。
健康运转的电力零售市场能与批发市场共同为终端用户、售电公司、发电企业创建收益，显著提高电力市场的经济和技术效率,并鼓励对可再生能源发电和智能电网等基础设施的投资，优化现有电网架构同时保持价格竞争力，为终端用户提供更多元的选择。
虽然电力零售套餐合同琳琅满目，但它们具备共同的基本要素、参数和变量。分析这些要素，将更清楚地呈现不同类型售电套餐的特点，以及它们分别对售电公司和用户的影响。
首先我们要明白零售市场的基本经济结构。简单来讲，售电公司向用户供应电力，然后在批发市场上购买电力。供应商可能还会购买绿电证书，以便提供风能、太阳能、水电等。此外，零售合同还包括必须向电网运营商支付的输配电费。
其中，输电费可能占到电费总额的20%，甚至更高。但我们暂时不需要将其考虑在内，因为售电公司会将输电费用直接转移给到终端用户（并且当售电公司为用户提供的套餐价格固定时，输配电价无法对冲)。同时绿证费以及所有售电公司的合理利润部分我们也可以忽略，从而集中关注零售合同的电力部分。
目前，在国际成熟的电力市场中，零售电力合同有三种基本类型：
1．固定价格合同。用户按其消耗的电量，每千瓦时支付固定价格的费用。在这类合同里，无论用户实际的电量和负荷曲线如何变化(不过，这类合同也会规定用户的用电变化在某些预先确定的限度内，以保护售电公司免受用户用电模式骤变的影响)，用户一年内的所有电费单价都为固定价格。售电公司则承担批发市场价格变化带来的所有风险，需要采取适当的对冲措施来管理这些价格风险。
2．基于市场的合同。售电公司代表用户在批发市场上购买电力(通常是根据一定的调度时间安排，或用户指令)。用户向供应商支付的实际价格是根据在批发市场上购买该能源的总成本计算出来的。因此，量、价风险是由用户独自承担，售电公司的角色类似于为用户提供需求组合的“组合经理”。另一个变量是与天然气价格或类似产品挂钩的价格。
3．纯代理合同。售电公司不采取任何对冲风险的行动，只是在现货市场上购买所需电力，并向用户收取现货市场的价格。本合同用户方为那些签署了零售合同，同时自行金融对冲、不想完全进入批发市场的精明用户。
一般来说，居民用户和小型企业往往依赖于固定价格合同，而工商业用户的选择余地则更大。也存在一种“混合型合同”，其结构方式售电公司和用户共同承担风险：用户购电首先以市场为基础的方式进行，但随着交付日期的临近，用户在现有的基础上转换为固定价格合同，售电公司负责在期货市场和现货市场调剂负荷余量。
这一点可以从德国电力市场的“不成文规律”看到：三分之一对于价格敏感度高的用户为“频繁更换售电套餐的用户”，每次签署套餐都极力寻找最低价格。另外三分之一的价格敏感用户假如没有遇到更好的售电公司或对现有售电公司的价格意见不大，便维持现有的合同关系,而剩余的三分之一则在任何情况下都倾向于不更换售电公司，或许不愿投入时间和精力来比较套餐成本。
而工商业用户的合同选择取决于电力消耗。“较小型”用户(包括电费成本占总成本不高的大企业)倾向于较长时期内(2或3年)签署固定价格合同。电费属于此类企业的常规支出，它们不必建立自己的专业市场团队。
“更大的”用户(尤其是在电费成本占总成本比例很大的能源密集型行业)通常青睐以市场为基础的合同或纯代理合同，因为这些公司需要建立专业队伍积极管理和对冲供电成本，以保持竞争力。
根据德国市场的经验:用电量小于10 吉瓦时/年的用户通常选择固定价格合同；10吉瓦时~100吉瓦时/年的用户趋向于混合型合同；大于100吉瓦时/年的用户通常选择市场为基础的合同或纯代理合同。
除却上述合同结构的差异，售电公司还通过许多其他因素来区分报价。比如ERCOT（德州电力市场）的售电公司提供：
1．绿色能源合同 (在ERCOT占比较大)
2．特殊支付选项(如预付合约)或“入门价格”(即在一段时间内对新用户提供非常低的价格)
3．将电力供应与其他产品(从建筑安全服务到航空里程)或能源效率咨询等服务捆绑在一起
4．特定行业的定制特殊的产品
5．给出更多“噱头”，比如周末免费、买电同航空公司里程挂钩等
由于专业化程度很高，许多成功的售电公司专攻市场内的特定群体，并针对该小众群体定制自身的产品和营销。
为说明合同定价和对冲的基本概念，我们将深入分析一份由售电公司提供给商业用户的一年期固定价格合同。为求简便，笔者假设所讨论电力市场每小时形成一次现货价格。
一般来说，为计算合同的价格，售电公司需要两条数据曲线：
1．预期负荷曲线：用户在合同期间每小时的负荷（兆瓦时）时间序列。预期负荷曲线的计算主要基于用户的历史负荷数据，并根据用户的技术设置或其他类似因素的变化进行调整。
2．分时电价远期曲线 (HPFC) ：每兆瓦时的人民币价格时间序列，它表明了市场对未来现货价格的预期。
expected average price=Σh(loadh*hpfch)/Σh (loadh)
在零售市场中，固定价格目前是基于平均价格进行预测的。
对于合同对冲，售电公司希望购入尽可能符合用户负荷曲线的远期合约或期货。但由于对冲市场只提供标准化合约(在欧洲或美国，通常是每年、每季、每月、每周和每日的基荷、峰荷和非峰荷产品)，因此无法准确地复刻负荷曲线。
因此，售电公司需要进行负荷曲线分解；在分解过程中，交易员通过计算，选择与当下负荷曲线最为接近的标准合约组合，实现最佳、最匹配的对冲效果。
如果出现以下情况，对冲头寸需要调整：1)随着交割日期临近，新合约上市；2)当预期的负荷曲线被调整。对冲头寸的调整方式是卖出一些现有的头寸，和买进一些其它的头寸。在合约摘牌时，现有对冲头寸与最后日前预测负荷之间的差额将通过现货市场拍卖(日前和实时)中清零。
在这种时候，我们不难发现拥有“负荷灵活度”的用户在零售市场中可能会更收售电公司欢迎。
所谓的“负荷灵活度”用户，具有以下几个特征：1，工业用户本来每周五天进行生产，但可以把生产时间从工作日转移到周末；2，生产线使用冷却设备的客户通常可以关掉冷却设备一到二小时，而不对最终生产的产品造成质量损害；3，生产化学品用户可以在非满电力负荷的条件下生产；4，用户在生产线上有柴油备用发电机组，可以在系统负荷高峰时用来发电。
签约了这一类用户的售电公司，并通过以下两种方式将其灵活度变现。
首先，可以利用用户的负荷灵活度优化调度，将客户用电时间段转移到低电价区间；其次，售电公司可以利用用户的负荷灵活度为电网运营商提供特定服务。
在实际运行中，电网需要实时平衡电力供给和需求来维持系统的稳定。在成熟的电力市场中，发电企业可以通过增加、减少电力供应来帮助电网实现平衡；而售电公司则可以通过用户负荷的增减来实现这一目标。
对于变现负荷的灵活度，笔者假设售电公司和用户的基本角色如下：
在考虑到灵活的用电负荷可能会带来经济收益的同时，我们也要清楚地看到这种交易操作是存在一定的风险的。
售电公司如果要把用户的灵活度在批发市场中交易以获利，就需要事先计算负荷灵活度的价值，以及为获得灵活度调度权所愿意支付给用户的金额。用户则需清楚地了解自己提供负荷灵活度的成本以及向售电公司报价的策略。
维持灵活度的成本, 即维持生产线的灵活度，跟随调度、随叫随到的成本。比如售电公司提出按需增加负荷，这意味着用户的设备永远不能满负荷运行，这将导致生产效率下降，从而增加成本。
灵活度调度成本，即电网实际使用负荷灵活度时所产生的成本。比如售电公司提出减少负荷，这意味着用户关闭设施，从而将造成由于放弃生产而产生的损失。
虽然灵活度成本本质上由用户承担，但灵活度的价值(以及由此产生的风险)可以在售电公司和用户之间以各种方式共担。一种方法是固定服务费的合同中，所有合同的收益均直接给到用户(扣除给售电公司的费用)，因此用户承担所有风险。
另一种方法是售电公司以固定价格向用户提供报价，售电公司承担所有风险；或者售电公司为负荷灵活度的每次调度支付额外费用。
现实中，第二种合同更常见，因为其允许售电公司集合用户的灵活度，并将其更大规模地变现。另外，把多个用户打包组合，其效果是保证在各别客户违约的情况下，售电公司仍然可以履约。
负荷灵活度的变现要求售电公司具备实时测量和控制用户系统的技术能力、卓越的操作能力、以及把握市场、财务建模和风险管理能力。可靠的分时电价远期曲线(HPFC)与短期现货价格预测模型对于以最优方式为合约定价和将灵活度变现至关重要。
从欧美国家20多年的竞争性零售市场经验来看，有很多经验值得中国的售电公司学习。更重要的是，这些成熟市场为我们提供了许多常见的陷阱。具体来说，有以下几点：
1．售电公司直接与用户结算。不同于目前国内市场售电公司与用户签订合约，但结算还在电网公司完成；成熟电力市场中售电公司与用户的合约没有第三方参与，两者是双边关系。售电公司可以按照约定的合同条件直接向用户收取费用。这一点看似基础，但实际上在中国的电力市场化改革中，也是非常艰难的一步。
2．售电公司需要即时收集现有用户与潜在用户的详细负荷数据。对于现有用户，售电公司需要了解每个交易时段的负荷数据(15分钟为理想状态)，以便能够提供和处理固定价格合同。对于潜在用户，售电公司也要掌握负荷的基础信息，以便在报价时能够给出公允的价格。
为此,售电公司可能需要为用户安装表计，同时掌握数据处理能力。当然这一切的基础是建立在市场有着完善的数据监管制度，保障售电公司和用户数据的透明与安全。目前ERCOT的做法是比较合理的，电网掌握用户数据，但只是数据的“托管人”而不是所有者。
3．售电公司需要在批发市场中进行价格对冲。这通常是指以现金交割为主的场外远期交易或连续交易的标准化期货市场。电力市场必须具有足够的流动性，从而为对冲提供可靠的远期价格曲线和市场深度。
这个对冲市场，必须接受金融监管部门的监管。由于电力现货市场的天然属性，实时、日前市场的价格波动，通常高于其他大宗商品。电力现货市场上线后，市场参与者需要一个同步的、规范的、受监管的场外市场，转移价格波动的风险。
4．用户不参与市场的定价必须足够高昂，以免扼杀竞争。在许多情况下，用户起初自愿转向公开零售市场。这意味着用户拥有继续使用零售开市场放前的电价作为“备选方案“。这种情况下，“最低零售套餐报价”必须足够高，参与竞争的新兴售电公司才有望在批发价格的基础上给出有竞争力的价格。定价时需将电价同煤价与天然气价格挂钩，这种做法可以帮助缓解发电成本波动对新兴售电公司竞争力造成的负面影响。
5．过渡到市场自由化需要循序渐进、小步快跑。经验表明，分批开放零售市场（例如，首先开放大工业，随后开放较小的工业和商业，最后是居民用电）几乎是目前所有成功市场的惯例。因为这种模式给予售电公司更多机会和容错能力来提高竞争力，因此效果更好。改革初期如果马上开放整个市场，会导致市场和市场参与者的“超载”。
6．培训及为用户提供帮助和管理工具。互联网式的公开信息服务，方便用户对比套餐内容和报价，帮助用户做出明智选择。许多成熟的电力市场，都提供非盈利性的电价套餐比较网站供用户（包括工商业和居民）选择。
7．售电公司要具备财务能力，以便持续服务、履行责任。鉴于签订合同与交付和电费收取之间可能会有相当长的时间间隔，因此用户需要确保售电公司具有必要的专业能力和信誉，可以按约定的价格交付服务。特别是当售电公司担负起管理市场风险的责任（比如提供固定价格的合同），严格的市场监管会要求售电公司具有充足的财务能力，从而建立和维护零售市场的充分竞争。
8．批发市场，需要设计适合的负荷灵活度产品。对于零售公司而言，他们能够聚合和交易这类灵活度的潜力。前提是批发市场中有此类产品，使得零售公司根据批发市场中此类产品指标进行调度。具体讲，就是通过现货价格这个看不见的手，触发需求侧响应、电压支持、预备机组、快速频率响应等。
虽然没有“完美”的市场设计，具体举措需要实际情况因地制宜，但以往各国的经验清楚地表明，以上八大因素对零售市场的成功至关重要，其结果或许是创造出市场竞争和市场效率，或许是用户没有动力寻找新的服务公司，市场创新能力差。不幸的是，以往的其它国家的电力市场改革在零售市场自由化方面喜忧参半，中国不妨深入研究这些因素。
美国电力市场专家Todd Bessemer, Vincent Duane, Ross Baldick, Erik Blakey和德国电力市场专家Thomas Reithofer对本文提出了宝贵意见；在此鸣谢。
