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”的基礎上，進一步實現了廠網分離，并初步實現了“主輔分離”，破除了獨家辦電的體制束縛，從根本上改變了指令性計劃體制和政企不分、廠網不分等問題，初步形成了電力市場主體多元化競爭格局。但同時，電網企業壟斷地位依舊，電力交易市場化不足，新能源開發和并網困難等問題依然存在。

　　2014年4月，李克強總理在新一屆國家能源委員會首次會議提出要大力推進包括電力體制改革在內的能源體制改革。2015年3月，國務院下發《關于進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，調整產業結構，提高能源利用率，提高電力系統安全可靠性，促進節能環保體，建立一個“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、監管有效”的電力市場體制。

　　1.2、改革紅利釋放：售電側市場

　　本輪電力體制改革的最終目的是打破電網公司壟斷地位，構建充分競爭的電力市場，還原電力的商品屬性，從而提高電能生產效率，降低電力成本。核心內容是“放開兩頭，管住中間”，即放開發電、售電等屬于競爭性環節的價格，管住輸電、配電等屬于自然壟斷環節的價格。相應的，電價的組成機制、電力系統中各個環節的業務結構和盈利模式也發生變化。

　　此次電改最大亮點在于對售電端市場的放開，包括市場準入的放開和可直接交易電量放開，進一步促進電力行業的市場化發展。一方面，除了傳統電網公司，售電公司作為一種全新的市場主體，被允許進入售電端市場，代理用戶與發電企業進行電力交易。另一方面，電改配套文件《關于有序放開發用電計劃的實施意見》中明確提出在保障無議價能力的用戶用電的基礎上，通過直接交易、電力市場等市場化交易方式，逐步放開其他的發用電計劃。可直接交易電量的放開，為電力市場化交易開啟更大空間。

　　中國電監會披露的《電價監管報告》顯示，2015年全年，我國社會用電總量約為5.6萬億千瓦時，按照全國平均銷售電價0.492元/千瓦時計算，全國售電市場總容量達到近全國售電市場總容量達到近3萬億元。根據中電聯發用電數據，2010年至2015年，發電設備平均利用小時數總體逐年下降，電力行業明顯供大于求，發電端競爭將促使發電企業控制運行機組運營成本，降低上網電價。發電價格的降低將通過市場化的電力交易模式傳導到售電端，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。發電價格的降低將通過市場化的電力交易模式傳導到售電端，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，還原電力產品的商品屬性。售電側的開放實現了終端電力產品的市場化定價，是核心改革措施之一。廣東省是最早納入電力改革售電側試點的地區。從2006年起，廣東開始試行直購電交易，并陸續推出了一系列相關指導文件，極大地促進電力用戶和發電企業直接展開電力交易，為售電側電力改革奠定了堅實的基礎。近年來廣東直接電力交易的規模不斷擴大，近三年復合增長率高達160%。

　　電改9號文明確提出有序向社會資本開放售電業務，多途徑培養市場主體，并在配套文件中再次提出產業園區、公共服務行業公司等7類主體可成立售電公司，從事售電業務。售電市場廣闊的前景和盈利空間，吸引不同背景企業以獨資或者參股的形式設立售電公司，參與市場交易。截止2016年6月，全國31個省市范圍內已成立超過559家售電公司。

　　廣東省經信委在今年1月和6月先后批復了67家售電公司，準許參與廣東省電力集中競價交易，其中既有發電企業投資設立的售電公司，也有第三方獨立售電公司，各類售電公司競爭優勢和發展趨勢有其自身特點。

　　2.2、市場主體設立準入門檻

　　由于電力生產、消費必須實時平衡的特點，電力市場一旦運轉失效，將直接影響電網安全。從國外電改的經驗來看，在電力用戶的準入方面，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，市場化價格形成機制的逐漸成熟，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商。廣東也不例外，通過相關文件，對電力交易中的市場主體包括發電企業、售電公司和電力用戶的準入設立了門檻。

　　在直購電交易中，市場主體可以選擇兩種交易模式：雙邊協商交易和集中競價交易。2016年廣東省直接交易電量年度目標為420億千瓦時，其中雙邊協議交易電量為280億千瓦時，競爭交易電量為140億千瓦時，不同類型的市場主體間可以采用不同交易模式。

　　2.3、競價規則：價差對撮合，差額按比例返還

　　電力集中競價交易的主要流程為：交易主體報價、形成價差對、排序成交、差額返還。由于相關交易規則文件中的表述較為晦澀，下面我們以具體示例說明競價過程和價格形成機制。

　　假定某月集中競價電量規模上限為2000萬千瓦時，發電側有四家發電企業參與，總申報電量2400萬千瓦時，用戶側有四家用戶（售電公司或電力大用戶）參與，總申報電量2300萬千瓦時。用戶側申報與現行目錄電價中電量電價的價差，發電側申報與上網電價的價差，形成的價差對（發電企業申報價差-大用戶申報價差）按照從小到大的順序排列，依次成交。

　　最終撮合結果統計：發電企業側，發電企業A、B申報電量全部成交，C成交500萬千瓦時，D無成交；售電公司側，售電公司1、2、3申報電量全部成交，4成交200萬千瓦時。

　　成交的發電企業平均申報價差為-457.5厘/kWh，成交的用戶平均申報價差為-24.3厘/kWh，雙方申報的價差電費總量存在差額，這部分差額按照交易中心事先規定的比例分別返還給發電企業和用戶。發電企業獲得的總返還差額在各個發電企業間按其申報價差電費占發電企業總申報價差電費的比例分配，用戶獲得的總返還差額在各個用戶間按其申報價差電費占用戶總申報價差電費的比例分配。若按照廣東省今年前三批集中競價交易的規則，差額按照75%和25%的比例分別返還給發電企業和電力用戶。

　　3 發電側血拼，售電公司獲得暴利

　　3.1、報價策略發電側簡單粗暴，用戶側技術要求高

　　3-5月份廣東電力交易中心集中競價分別成交10.5億kWh、14.5億kWh和14億kWh。申報價差差額按發電企業75%、用戶25%的比例分別返還給發電企業和電力用戶，結算均價分別為-125.6、-147.9和-133.3厘/kWh。

　　發電側競價僅考慮邊際成本，以價換量。廣東省2016年放開的直接交易電量規模為420億千瓦時，預計僅占全年用電量的8%左右。由于計劃分配電量已經在盈虧平衡小時數以上，發電企業在集中競價交易時僅需要考慮發電的邊際成本。以火電為例，根據機組規模的區別，度電耗煤量為270-340g，考慮水費和環保費用等其它費用，邊際成本約為0.2元/kWh。

　　75%：25%的返還機制使得發電企業報價簡單粗暴。3-5月的電力交易中，發電企業和用戶的返還比例為75%：25%。發電企業即使報-500厘/kWh的最低限價，經過返還后最終的結算價也僅為-150厘/kWh左右。廣東省煤電上網標桿電價為0.45元/kWh，這樣發電企業可以獲得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。越來越多的發電企業報價主動向地板價靠近以獲得更多的發電量，申報均價不斷降低。

　　與發電側相比，用戶側報價中標區間更窄。發電側三月份的中標區間（中標的最高報價-最低報價）高達260厘/kWh，顯著高于用戶側中標區間，此后發電、用戶側中標區間比逐步縮窄，但到五月仍高達1.4。中標區間的大小反映出對申報價格精準度的要求，由此看來用戶側對申報價格的精準度要求要顯著高于發電側。

　　用戶側申報價差對其結算價差的影響更大。從結算價差對其申報價差的敏感程度來看，發電企業申報價差每變動1厘/kWh帶來其結算價差的變化幅度為0.3-0.6厘/kWh，而用戶申報價差每變動1厘/kWh帶來其結算價差的變化幅度為3-10厘/kWh。用戶側申報價差對其結算價差帶來的影響十分顯著，對報價策略的要求更高。

　　3.2、售電公司技術優勢顯著，獲得“暴利”

　　從競價結果看，售電公司與電力大用戶相比優勢顯著，反映在中標率和結算價差方面。

　　除三月份以外參與競價的售電公司均全部成交，而電力大用戶缺乏對報價機制的深入了解以及對競價形勢的主動預測能力。在5月份交易中預計有不少大用戶是參照4月份的用戶成交最低價進行報價，結果未能取得成交，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%。

　　售電公司有效的報價策略在確保成交的同時還能保證盈利能力。用戶的報價策略需要在報高價保證中標和報低價保證盈利能力之間進行權衡。報得過低，有可能無法競得電量，而如果報得過高，如3月交易中有用戶報-0.1厘/kWh，雖然能夠競得電量，但最終結算價格僅為-0.5厘/kWh，經濟效益并不顯著。售電公司以70%左右的中標電量分享了90%左右的發電企業讓利，實現了量與價的兼得。

　　售電企業在參與競爭性報價前，與被代理用戶首先簽訂了協議，明確了降價額度。我們認為集中競價交易中用戶成交的最低報價可代表用戶降價預期的上限，按照5月份交易數據來看，用戶降價預期的上限在0.03元/kWh左右。實際上大部分用戶對降價幅度的預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，從行業層面了解的情況來看，用戶與售電公司簽訂的長期代理協議中要求的降價幅度為0.01元/kWh左右。3-5月份平均結算降價幅度均在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，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

　　返還比例變化導致發電企業報價提升。在廣東3-5月的電力集中競價交易中，由于發電企業和用戶之間75%：25%的返還比例，發電企業報價時基本按接近-500厘/度電的地板價報價以確保成交，而按照75%的返還系數最終結算的價差基本在-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整為50%，若發電企業仍報地板價，則至少讓利250厘/kWh，大部分發電企業應該無法接受這一虧本價。這就迫使發電企業放棄地板價，回歸理性報價。實際上，6月集中競價中，報價-500厘/kWh的發電企業最終結算價差為-289.6厘/kWh，廣東煤電上網標桿電價為0.45元/kWh，也就是說該發電企業此次集中競價電量的最終上網電價為0.16元/kWh，即使是邊際成本也無法覆蓋。6月份發電側最高申報價差為-60.6厘/kWh，平均結算價差為-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。

　　用戶降價預期發生變化。用戶委托售電公司代理，此前由于無經驗可循，參照的是大用戶直購電的降價幅度。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，交易電量達到229億千瓦時，用戶電費支出減少超過了1.6億元，平均電價降幅為7厘/千瓦時。初期由于信息不對稱以及售電公司資源的稀缺性，用戶要求的降價幅度僅為每度電1分左右。隨著前幾批電力集中競價交易披露出售電公司暴利的信息，同時售電公司大幅擴容，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電側降價幅度

　　前面分析的發電企業以覆蓋邊際成本為底線的報價策略，是基于目前發電計劃只是放開了一小部分，大部分發電小時數還是統一分配。由于統一分配的部分已經在盈虧平衡小時數以上，作為增量部分的集中競價交易市場只需要考慮邊際成本即可。隨著未來發電市場的進一步放開，集中競價交易的規模越來越大，統一分配的發電小時數在盈虧平衡小時數以下，降價中的度電成本不僅要覆蓋邊際成本，還要分攤部分固定成本。

　　以火電為例，對不同發電計劃放開比例場景下發電企業的降價空間進行近似測算，主要參考廣東相關數據。上網電價按0.45元/kWh（含稅）考慮，2015年廣東火電機組平均利用小時數4028小時，同比下降550小時，我們認為隨著新增機組的投運，平均利用小時數還會進一步下降，按照3800小時考慮。假定盈虧平衡小時數為3300小時，參與集中競價的發電企業通過降價可獲得更多的發電小時數，達到4000小時。

　　測算中可以看到，當分配的發電小時數在盈虧平衡小時數以上時，發電企業集中競價價格只需要能夠覆蓋邊際成本（主要是燃料費用）即可，此時有較大的降價空間。隨著發電計劃逐步放開，分配的發電小時數低于盈虧平衡小時數，競價時除了邊際成本，還要考慮分攤固定成本。根據我們的測算，當放開比例達到50%時，降價空間最大為6分/kWh，超過的話發電企業將出現虧損。

　　4.3、長期競爭靠差異化獲取用戶

　　準入門檻和售電復雜性提升售電公司價值。電力市場是逐步放開的過程，中短期內準入門檻的設立使得大部分普通工商業用戶不滿足年用電量的要求，對售電公司有依賴。即使是滿足準入條件的工業大用戶，由于電力交易的復雜性，往往對交易規則的理解不透徹、對變化的響應不及時，后期可能還會承受多買和少買的懲罰性措施，權衡自身參與競價交易的投入和產出后，很多還是會選擇售電公司代理。

　　發電計劃的放開是漸進過程，根據國家能源局日前下發《關于征求做好電力市場建設有關工作的通知(征求意見稿)意見的函》，2016年我國力爭直接交易電量比例達到本地工業用電量的30%，2018年實現工業用電量100%放開，2020年實現商業用電量的全部放開。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一步被打開。結合實際推進進度，預計1-2年內發電計劃放開程度為20-30%，發電企業可以接受65-6分的降價，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0200億左右的行業利潤空間；中長期來看，發電企業可以接受的降價幅度億左右的行業利潤空間；中長期來看，發電企業可以接受的降價幅度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0300-400億的行業利潤空間。

　　在電力交易產業鏈中，由于供大于求的客觀現狀，用戶將是核心主體，如何獲取用戶將是售電公司經營制勝的關鍵。在各類售電公司中，我們認為最有競爭力的是能夠直接接觸客戶并通過差異化服務綁定客戶的主體，具體來看，主要是從事用電服務、需求側響應及配網運營的公司。

　　原標題:【電力】一切都是套路：售電市場化后，為何是售電側而不是發電側獲得暴利？