2015年3月，中共中央、國務院印發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)，明確了新一輪電力體制改革的總體思路和重點任務。眾多企業紛紛成立了售電公司，積極進行售電側的市場布局。河北售電市場分為南北兩塊，河北電力交易中心和冀北電力交易中心兩大交易中心。售電公司作為市場主體從發電側批發電量，作為零售商向中小電力用戶出售。

售電公司類型利益分析及發展趨勢

售電公司按資源背景，大致可以分為以下四類：電網資產型售電公司、電廠窗口型售電公司、用戶窗口型售電公司、獨立的售電公司

售電公司參與電力市場化交易的核心競爭力無非兩點：

一、通過營銷策略，獲取更多的終端電力用戶，為自己確定一個相對穩定的客戶群體。

二、通過購電策略，盡可能低的成本和風險購買足夠的電力來滿足自己的客戶群體用電需求。其中產生的售電收益和購電成本的差額，即是售電公司的利潤所在。

河北南網交易情況

2018年度河北南部電網交易總規模為440億千瓦時 (用戶側，折算發電側為490億千瓦時)，其中年度交易390億千瓦時，月度交易50億千瓦時。

年度交易規模含跨省跨區交易35億千瓦時 ，山西送河北長協之外、蒙西(魏家峁)、西南水電、京津唐作為跨省跨區的網間電量(含增量部分)，參與河北南網的電力直接交易。

2018年度電力直接交易結果

成交電量309.03億千瓦時，平均直接交易電價為352.29元/兆瓦時，降低購方購電成本4.52億元，持續釋放改革紅利。

2018年度集中競價交易結果

共57家電力用戶、31家售電公司(代理222家電力用戶)和28家發電企業達成交易1989筆，總成交電量309.03億千瓦時，超過去年全年電力直接交易總成交電量(302.3億千瓦時)。

2018年5月份雙邊電力直接交易結果

共2家電力用戶、7家售電公司和11家發電企業達成交易17筆,總成交電量79265兆瓦時，平均直接交易電價為355.39元/兆瓦時,購電方共降低成本84.6萬元。

2018年6月份雙邊電力直接交易結果

共10家電力用戶、6家售電公司和11家發電企業達成交易22筆,總成交電量121246兆瓦時 ,平均直接交易電價為352.91元/兆瓦時,購電方共降低成本159.6萬元。

河北南部電網2018年第二階段(7-12月)年度雙邊電力直接交易結果

22家售電公司(代理95家電力用戶)、1家電力用戶和22家發電企業達成交易285筆,總成交電量17.44436億千瓦時 (7-12月),平均直接交易電價為351.52元/兆瓦時,購電方共降低成本2535萬元。

2018年年度集中競價電力直接交易結果

2018年年度集中競價電力直接交易申報情況

冀北電網交易情況

京津唐地區2018年二季度電力直接交易組織

1.總體情況

京津唐地區2018年二季度電力直接交易組織完成，經兩階段申報出清，冀北用戶與發電企業達成無約束電量67.65億千瓦時，其中，獨立參與交易的電力用戶成交電量21.74億千瓦時，售電公司代理用戶成交電量45.9億千瓦時。

2.交易價格

6月份，冀北發電側直接交易均價為347.42元/千千瓦時，計及區外發電企業跨區輸配電價和華北電網線損折價影響，冀北落地價為256.96元/千千瓦時 ，2018年直接交易月度成交均價、區內發電企業月度成交均價走勢圖、區外發電企業月度成交均價走勢圖。如下：

6月交易結果中，19家區內發電企業(含大唐國際張家口、王灘電廠和京源涿州熱電廠)交易電量15.58億千瓦時，發電側成交均價為355.43元/千千瓦時，冀北落地價為360.27元/千千瓦時;12家區外發電企業交易電量7.16億千瓦時，發電側成交均價為329.99元/千千瓦時，冀北落地價為349.78元/千千瓦時。

根據北京電力交易中心發布的《關于2018年6月京津唐電網電力直接交易發電側平均成交價格的公告》，6月份京津唐電力直接交易發電側加權平均價格為347.21元/千千瓦時。

3.售電公司參與交易情況

41家售電公司代理182家電力用戶參與交易，6月份交易電量完成15.50億千瓦時，占當月總成交電量68.14%，不同類型售電公司交易電量情況見下表。

表1售電公司交易電量統計表

從交易對象看，售電公司與區內發電企業成交電量10.72億千瓦時，占區內交易總量68.81% ，與區外發電企業成交電量4.77億千瓦時，占區外交易總量66.69%。

從交易價格看，售電公司代理冀北用戶6月份發電側成交均價完成346.56元/千千瓦時，落地價完成356.75元/千千瓦時，分別低于冀北地區整體發電側交易均價(347.42元/千千瓦時)和落地均價(356.96元/千千瓦時)0.86元/千千瓦時和0.21元/千千瓦時。

2018年售電公司月度成交均價完成情況如下：

河北售電市場現狀

市場容量小，電廠及用戶數量不足，交易電量總量少。大量無電廠資源、大用戶背景的獨立售電公司進入平臺，卻沒有足夠的中小用電戶這樣的需要服務的群體。長協用戶的用電需求大于電廠可供電量。比如上半年長協交易書面供需比為0.83，供小于求，造成電廠選擇性交易，電力用戶基本沒有議價資格。

總體來看河北電改交易實際釋放的紅利有限，其原因除了宏觀層面電力供需關系比例平衡外，與發改委嚴格控制進入市場的電廠及電力用戶數量及屬性有關。低水平供需比，造成了電廠惜售、交易價格居高不下。目前市場化交易機制尚未建立、交易平臺的獨立性有待改進、社會資本售電公司進入市場開展電力交易業務舉步維艱，故形成了售電公司被電廠無視、吸引不到客戶、幾乎無法開展業務的現狀。與具備發電廠及大用戶背景的售電公司不同，即使市場規則十分完備，獨立的售電公司在電量交易業務中也難占領主動地位。

不僅如此，政策對于售電公司支持不足，致利潤空間小，競爭激烈：

對于開展雙邊交易雙方，售電公司基本處于無電可買的境況;

用電量偏差考核嚴厲，電力用戶因受環保政策影響對于生產情況把控不明，懲罰額度數倍于差價收益，售電公司不敢輕易嘗試;

售電公司間競爭激烈，差價讓利比例夸張(零差價成交情況屢見不鮮);

電網背景售電公司對其他類售電公司的擠壓;

電煤價格居高不下、火力發電廠讓利范圍有限。

案例：

河北售電市場，原期望降價幅度為2分，而實際的成交價降價幅度卻成了8厘。以年購電量1億度來算的話

差價利潤：0.008元/千瓦時*1億千瓦時=80萬元

再將價差讓渡給電力用戶80%-90%算的話

剩余利潤：80萬元*10%-20%=8-16萬元

此利潤除需要承擔各項經營成本，在執行過程中還會有其他損耗，利潤進一步降低，在加入電量偏差考核的考慮，則經營風險可想而知。

售電市場形勢艱難可見一斑，但是隨著國家相關政策的不斷出臺，以及對電網、發電企業背景售電公司的監控力度的加大，增量配電業務改革的進一步深化，相信不久的將來會迎來中小售電企業發展的春天。