自从我国2015年启动新一轮的电力体制改革以来，配电网与售电侧都进行了充分的放开，广东省售电侧改革步伐一直走在全国前列。据统计显示，2018年广东备案合格的售电公司一共有150家，与2017年大致相同，2016年-2018年三年内，广东的售电公司已超过400家，各售电公司在简单的“差价模式”中获取利润，瓜分市场蛋糕，然而这种差价模式盈利空间越来越小，售电公司的风险也越来越受关注。
售电公司面临的风险主要包括：
用户侧的风险。比如缺乏足够客户，客户需求不足等。
上游风险。缺乏足够上游电厂资源，以及价格风险。
政策风险。这个应该是目前我国存在的售电公司最大的风险。由于整个电改仍旧处于“试验“阶段，政策规则的多变，包括价格确定模式、市场容量、参与资格等无疑让很多售电商穷于应付。
而一个风险理论的基本常识主要包括：
1. 规避风险可以避免不可承受的极端情况;
2. 规避风险(也就是对冲)需要支付风险溢价;
3. 承担风险者获得溢价，比如现货市场的平均价格往往低于长期合同价格;
4. 政策设计角度，要让哪些可以具有风险承受能力，或者有能力降低风险程度的主体去承担风险。
这些都需要在有效率的售电公司的经营策略与战略中得到体现。今天，我们就来具体谈谈理论上售电公司的风险，以及对我国目前政策与市场规则下售电公司的中国特色的风险及其应对做一个方向性的展望。
理论上风险：需求不确定与价格波动
需求不确定是所有商品市场的共同特征。在一般的市场中，这是通过存货来实现调节的。但是，电力系统的“存货”——也就是把电力储存起来，是成本很高，很困难的，那么就需要额外的措施去应对这种需求的不确定。
售电公司通过长期合同、短期市场或者自发电实现电力的购买，然后向自己的客户供电，但由于电力不宜储存的特点，其趸售价格的波动是非常大的。自己买电的价格是高度波动的，而电力的售出价格往往是一段时期固定的，这种价格变动的不对称将使售电公司面临着较大的风险。
所以强有力的风险管理策略，特别是预测、对冲、再保险、合同规避等方面，成了售电公司的核心竞争力之一。
现实中的风险：计划调度模式导致的偏差
过去，仅以广东为例，其月度市场规则的重大变化就很多，包括：
是“双边撮合”还是“统一出清”
市场的参与者多寡(供需比)
如何衡量处理月度市场的“偏差”
前二者的风险已经过去，目前的政策已经基本固定。但是，由于计划调度模式本质上没有改变，如何衡量偏差，面临着调度尺度与市场时间尺度过粗的问题。而售电公司未来在月度市场之外要参与短期小时甚至15分钟市场，偏差问题则变得很重要。
谁来承担风险，谁来获得风险溢价?这些都变成了售电公司需要考虑的重要问题：
如果把偏差风险交给用户，那么小用户基本是没有能力预测自己的用电行为的，或者这种工作交易成本过高，售电公司如何做?
如果市场价格暴涨，那么这一可能性有多大?又需要在多大程度上反映到用户合同上?
如果某个大用户退出了，那么购电策略与风险策略是否要进行改变?
如何给不同需求特性的用户量身定做用电套餐，反映其用电特点与自身的风险管理?
如果购买波动性可再生电力，类似大用户PPA购电，是否约定其短期(比如短于天)承诺输出义务还是“签个年度或者月度“就行， 自己去平衡对用户的需求?
对于售电公司而言，控制偏差的关键在于，一是从客户角度出发，多种手段并用控制偏差，尽量减少偏差量;二是与客户、合作伙伴、第三方等采取适宜的方式，采取偏差电量转移、风险转移等方式共担偏差风险。
