2017年广东电网输配电价核定，电力中长期交易制度逐步完善，绿证交易试水，省内市场交易电量超过30%，南方区域跨区跨省正式开始市场化交易，发售两侧博弈充分，增量配网改革有序推进，市场风险逐步暴露，广东电力体制改革进入深水区。2018年广东市场交易电量预计将超过40%，增量配网和微电网改革提速，西电东送加码，广东调频辅助服务市场正式运行，分布式发电市场化交易试水，现货市场拉开帷幕，可再生能源电力配额正式实施，燃煤机组、燃气机组、水电、核电、新能源等能源在尝试和谐共处，售电业务由主营业务逐步向附属型业务过渡，改革红利逐步由利益调整带来的存量红利向由产业创新发展产业融合带来的增量红利过渡，改革红利惠及更多工商业主体，各类能源公司面临挑战的同时也将迎来更大的机遇，给予我们诸多弯道超车的机会。
作为售电行业的试水者，作为电力体制改革的亲历者，我们很清楚绝大部分售电公司在改革红利期积累的利润正被吞噬，“思变”刻不容缓，或者说“思变”已经在去年双边市场落地后定下基调。短期在做大售电轻资产业务的基础上，逐步引入分布式光伏、储能细分场景应用等资产类业务，中长期坚定不移地投资增量配网、以网为平台，以网为根据地，以网为载体，分布式能源、光伏、储能、微电网等多点探索，提升公司资产规模和盈利能力。
2018年是阵痛年，也是转折年。以客户为抓手，紧跟政策导向，结合团队及股东方优势，连接价值观趋同的企业或团体，对外不断拓展综合能源服务在业务、服务和地域上的外延，不断深挖业务细分方向，做好资本对高价值产业、高成长性企业的渗透;对内在保证股东与客户利益的前提下，提倡以业绩为导向，以技术为轴心，充分尊重和支持员工的新想法，激发员工的主观能动性，扁平管理，多劳多得，适度淘汰。2018年工作我们可以围绕“三个提升和一个打造”来开展。
1、提升科技化和信息化水平
按照广东电力交易中心2018年2月23日公布的《广东电力市场2017年年度报告》公布的数据来看，2017年广东用户平均获利占比82.5%，售电公司净获利1.09分/千瓦时，考核费用0.3分/千瓦时，月竞加权价差6.9分/千瓦时，平均偏差7%-8%之间;2018年1月用户平均获利占比高达97.73%，售电公司净获利0.14分/千瓦时，考核费用0.13分/千瓦时，月竞价差3.65分/千瓦时，平均偏差8%;2018年2月，售电公司净获利-0.5分/千瓦时，考核费用0.88分/千瓦时，月竞价差4.65分/千瓦时，平均偏差18%。售电公司净获利大概为月竞利润的20%左右，可以大胆假设长协价差基本已全部让利给用户，依靠月竞价差的微薄利润难以平衡偏差，难以抵挡像诸如2月的黑天鹅事件。然而上述净获利并未考虑市场普遍55开的居间成本与售电公司需摊销的运营成本。
2018年全省统调最高负荷预计将达12000万千瓦，相比2017年最高负荷10858万千瓦的基础上再增10.5%，2018年供需关系调整加规则导向的双重作用下，即使煤炭供给侧改革放缓，电煤价格下半年大幅下降以及丰水期西电东送电量参与月度竞价的情况下，广东2018年的月竞价差难有大的突破，大概率围绕在3-5分内波动。从2月的结算结果来看显然市场普遍没有在负荷预测方面投入足够的人力物力去应对微弱利润空间下的黑天鹅事件。
如果大家有关心市场微妙变化的话，基于售电公司提早锁定或开发未入市用户的背景，保守估计50%以上2019年可能被开放的用户合同已被锁定，那就意味着2018-2019年两年市场大概率仅有少量大电量用户以及海量小电量用户，市场将进行存量用户的博弈。对于独立售电公司来讲，战略上保量增收，战术上精细化(差异化)运营，与存量用户共同被市场培育发展，尽早寻找电源支撑为上策。
电力行业首先要进行的是科技化和信息化提升，其次才是互联网化，尤其是相对封闭加高技术门槛的电力行业，有很大的精细化运营空间可挖掘。掌上营业厅、营销管理系统、客户关系管理系统、售电管理平台、能效管理平台等均需要视自身源网荷储结构进行开发，事实上从售电平台的招标情况来看，部分全国性和区域性发售一体售电公司已经大力推进售电平台的建设工作，且部分已有实质性进展。
除基于精细化(差异化)运营、海量用户信息处理、负荷预测经验沉淀、用户电力数据沉淀外，2019年广东全面开展现货交易(包含日前市场和实时市场)、交易规则由价差传导变为价格报价、电力整体供需形势的转变等就像悬在头上的达摩克利斯之剑，不管我们接不接受，他们都在发生，我们要做的是做好应对的准备。
2018年，不管是盈利还是亏损，广东售电公司只要打算继续开展购售电业务，建议将售电平台的引入纳上日程，最好结合自身特点找一家售电平台运营商进行个性化深入合作或者自行组建团队开发，第一阶段，负荷预测、节能节电节费、储能、分布式光伏开发等基本均围绕电力及电量两个维度进行经济性测算;第二阶段，电力市场资讯、用电资讯、现货交易、行业/区域细分市场用户电能质量及结合用能成本下降的挖掘、交叉营销/渗透营销、电力用户金融需求探索;第三阶段，电力数据资产、智慧电力、电力期货、电力衍生品市场均需以平台作为依托积累经验，培养人员的敏感性和决策力。
2、提升项目决策效率和风险管理水平
开展光伏投资运营业务短期可以增加运营现金流，可以冲减售电业务17%增值税，长期可以为开展微电网业务、数据业务、提供综合能源服务扎下根基，立下旗帜，尤其是针对综合用能的企业或者行业，是独立售电公司向综合能源服务商转型升级的可选切入点。我们需要切实抓住平价上网前的2018年和2019年的末班车。
但光伏业务在经历2015-2017年的井喷发展后，2018年投资的风险同样也会陡升。地面电站投资经济性大幅下滑、分布式光伏规模受控、光伏融资租赁业务成本10%-20%(相比2017年是下浮5%)，技术进步红利释放缓慢等风险点更加凸显，2018年如何在转型的同时控制好投资风险显得尤为重要。这需要我们用机制为投资与风险的控制保驾护航。从类型上，地面光伏谨慎参与、自发自用比例高分布式电站大力投资、扶贫光伏/渔光互补/农光互补和户用光伏分阶段适度参与;地域上，广东聚焦珠三角高电价区、太阳能资源丰富的沿海地区和产业聚集区，南网区域看好海南，云南、广西和贵州谨慎参与;客户类型上，对履约能力强企业给予更多让利，对去产能行业、夕阳行业、失信企业谨慎参与。
在风险管理层面，以投资规模和风险程度区分，在制度和流程上平衡效率与质量，形成团队内部决策-公司内部决策-董事会决策-股东会决策四级决策机制，绝大部分项目控制在前两级完成。投资规模与市场开发成本、EPC成本、运维成本量化挂钩，风险程度结合国家补贴政策、地方补贴政策、融资成本、客户资信、屋顶载荷等综合评估。回顾售电市场的运营情况，系统性考虑风险与收益更有利于公司的长远发展。
以分布式光伏业务的决策前移提供示范和积累经验，有节奏拓展至需求侧管理、分布式能源、储能业务模块。结合广东省尤其是珠三角产业分布，分行业分区域分价值空间深挖综合能源服务，例如佛山的陶瓷纺织行业、江门的摩托车产业、肇庆的有色金属行业、珠三角的动力电池行业，一切开展业务以有利于后续介入配网业务为原则。储能业务重点关注在广东AGC调频服务市场的推进情况、关注储能在电能质量、与风光和充电桩结合、需求侧响应等场景的应用。
3、提升投融资和资金管理水平
随着保函制度的实施、交易手续费的收取、南方区域现货市场的有序推进，信用体系的逐步建立，政策环境和市场环境的趋紧，除技术维度外，做好资金的纽带工作，重头戏围绕在资产的选择与资本的高效利用上。
能源行业作为资金密集型行业，我们需要打造公司的资金尤其是现金管理能力，在保证公司资金安全的前提下，以平均2000万的流动资金估算，搭配T+0,T+1,1/3/6/12个月不同期限的产品，满足公司业务复杂流动性的前提下，假设年化收益率由2.5%提升至5%，引入专业化的现金管理公司除可以帮我们增加50万的理财收益外，可以大幅提升企业的金融管理视野和能力。
适当参股、控股或者收购主营业务相关高增长公司是项目投资外对投资业务的大力补充。适当关注整体转让的售电公司、资质的电力工程公司、电力数据应用公司、能效管理平台、电力市场咨询与资讯平台等，发挥投资平台短期和长期利益的最大化。
4、打造一支多维度的学习分享型队伍
身处改革的漩涡和浪潮中，要达成三个提升的目标，万事人为先。第一圈员工层致力于市场开发能力、资源整合能力、知识有效分享流动能力、信息获取能力、金融法律电力综合能力的打造;第二圈合作伙伴，致力于深度合作、互赢互利、长远利益共享;第三圈居间人，致力于公开、诚信、多劳多得，合作模式多元化。
2018年普遍预期售电市场会经历大洗牌，但从另外一个角度讲，月竞价差的平稳市场给予售电公司修炼内功的档期，未来盈利预期的不确定性给了部分售电公司弯道超车的机会，但市场给我们的时间不多，2018年守住已有的城池拼到一定的市场份额，才有2019年继续参与市场的基础，才有2020年或者2021年供需关系转变后享受春天的资格。
原标题:2018年我们可以做点啥？
