售电公司运营及市场分析

售电公司运营及市场分析标准化管理部编码-[99968T-6889628-J68568-1689N]河北售电运营与市场现状分析通过对售电行业和市场的了解与学习，研习售电市场规则、联系电厂与用电企业客户、了解市场行情、学习政府文件、收集整理行业资料、与业内人士沟通等，对于售电市场运营有了粗浅的认识。

第一部分售电市场整体概况通过对于售电市场的全面了解，找准自己企业在市场的定位，做到能扬长避短，掌握好参与市场经营的切入点。

■售电公司的市场作用售电公司参与市场的基本方式，一方面作为市场交易主体，从电力批发中长期市场和现货市场中购买电能量；另一方面，作为零售商，向中小电力用户出售电能量。

中小电力用户考虑到其用电需求规模和技术支持水平情况，一般没有能力也没有必要参与电力批发市场。

在市场化环境下，售电公司将成为中小电力用户的有效代表，在整个电力市场运行过程中，售电公司充当中小电力用户和电力批发市场之间的媒介，帮助中小电力用户避免直接面对电力批发市场中的价格波动；另外，售电公司代表中小用户参与电力批发市场，将中小用户的需求反映在电力批发市场的供需环境中。

综上所述，售电公司参与电力市场的核心竞争力在于两点：第一是如何通过各种营销策略，获取更多的终端电力用户，为自己确定一个相对稳定的客户群体第二是如何通过各种购电策略，以尽可能低的成本和风险购买足够的电力来满足自己的客户群体用电需求。

其中产生的售电收益和购电成本的差额，即是售电公司的利润所在。

■售电公司类型及利益主体分析售电公司按资源背景，大致可以分为以下四类：电网资产型售电公司、电厂窗口型售电公司、用户窗口型售电公司、独立的售电公司电网资产型售电公司：从电网公司剥离出来的供电局，此类企业可以在自身已有的优势上，通过扩大经营区域，同时通过电力交易中心向发电厂直接采购电量，并给电网缴纳过网费而扩大盈利。

电厂窗口型售电公司：隶属发电企业中央或地方能源集团（五大发电集团等），直购电试点时，发电企业已经具备了售电功能，通过给电网缴纳过网费，甚至自己建设电网，直接向用户售电，扩大盈利空间。

用户窗口型售电公司：包括大型用电企业（如中石化、河北敬业集团等）、高新园区、供水热气等公共服务行业、节能服务公司等，这些企业和民间资本结合拿到售电牌照，可为自己所属集团定向提供购售电服务，下游用电客户源充足。

这类企业众多，情况差异较大，不确定性高。

独立的售电公司：纯社会资本组建的售电公司，不具备行业经验，但拥有超前的市场意识，希冀在电力（甚或能源）改革大潮中觅得商机。

没有发电厂或用电大户背景的独立售电公司在电力市场中生存，需要规则给予一定的用户资源或对购电方采用较为严格的电量偏差考核制度，使专业的售电公司有发挥其优势的空间，获得存在的意义，以此保持市场的活跃度，使市场在资源配置中发挥主导作用。

*解读：其中前三类售电公司具有既得的利益基础，在某些资源方面具备先天优势，其中以电网背景的售电公司优势最为明显。

作为独立的售电公司，在获取资源方面无法与前述几类售电公司相提并论，因此在实操中必须发挥我们自身的优势，在执行灵活、定制化服务方面出奇制胜，以在电力改革中占得先机，并拥有自己的一席之地。

第二部分售电主要交易规则■售电交易形式电力交易形式有多种，包括双边协商交易、集中竞价交易、挂牌撮合交易、日前交易、现货交易，目前主流的交易方式为双边协商交易和集中竞价交易。

●双边协商交易：指市场主体之间自主协商交易电量（电力）、电价，形成双边协商交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。

交易步骤：交易公告发布→交易意向申报→交易安全校核→交易结果发布●集中撮合交易：指市场主体通过电力交易平台申报电量、电价，电力交易机构考虑安全约束进行市场出清，经电力调度机构安全校核后，确定最终的成交对象、成交电量（辅助服务）与成交价格等。

交易步骤：交易公告发布→交易意向申报→交易出清→交易安全校核→成交结果发布→交易合同签订■电量偏差考核售电公司要想要参与电力交易，大致要经过以下三个步骤：一是申报电量，二是竞价配对，三是确定价格。

在申报电量之初，电力用户和发电企业需要向交易机构进行申报，固定周期内的用/发电量。

如果预测的误差在交易中心允许的范围内，那企业就不会受到任何处罚，也就是和正常交易一样。

但如果预测的误差超出了交易中心允许的范围，那交易中心在给企业结算电费的时候，就会从里面扣除一笔惩罚金。

偏差电量的值越大，罚款数额也就越高。

具体看来，各省对电量偏差的允许范围各有不同，但一般不会超过±5%。

*详细模式说明见附件■电价构成及报价方式电力用户终端电价=上网电价+电网输配电价+输配电损耗费+政府性基金及附加费其中后三部分由主管部门核定，市场的报价环节主要体现在上网电价一项。

直接报价模式主要适用于输配电价已经核定完毕的省份。

河北省属此种情况。

直接报价模式，买家比卖家报价低的组合（红框内）无法成交间接报价模式间接模式主要适用于还没核定出输配电价的省份，用户和电厂在这种模式下报出的价格，是它们各自愿意接受的电价变动幅度。

优势在于可以绕开输配电价进行交易，但缺点也很明显：一是规则过于复杂，不好理解，二是其暂时无法实现多电源种类、多用户种类的集中交易，它要求参与交易的大用户之间、以及发电厂之间拥有相同的目录电价。

间接报价模式，买家比卖家降价高的组合（红框内）无法成交■售电公司盈利模式一般来说，售电公司可以用赚取差价和增值服务两种形式来获取利润。

赚取差价：在赚取差价环节，售电公司除直接让利外，还可以根据用户的购电偏好，制定出固定电价套餐（针对不愿接受价格波动风险的用户）、分时电价套餐（针对用电需求较为灵活的用户）、随发电燃料价格变化的电价套餐（针对用其他金融衍生品规避燃料波动风险的用户）、绿色能源套餐（针对愿意为环保多付出电费的用户）等等。

另一方面，通过对电价套餐和相应客户负荷预测，制定出自己参与批发市场的策略。

例如，售电公司可以根据已经和自己签订合同的中小电力用户的数量，制定出自己在中长期双边合同市场、中长期期货/期权市场、现货市场中最优化的购电组合，以取得效益最大化的目标。

增值服务：增值服务包括：电务服务、快速响应、合同能源管理、综合节能和用电咨询等，还可延伸至微电网整合参与电力交易；碳交易；通过新能源技术搭建自有发、供、用电体系，开展配售电业务等。

第三部分河北市场浅析目前对河北（乃至全国）售电市场形势的基本判断：长远趋势向好，现时困难较大。

■河北省南网交易情况2017年上半年，结算直接交易电量113.81亿千瓦时，完成合同电量（114.55亿千瓦时）的99.4%。

2017年1-6月份，河北南网共有215个售电公司准入参加交易（本地103家，北京交易中心推送148家），达成交易20个（冀北网共有143个售电公司准入参加交易，达成交易23个）。

按照用户类别区分，售电公司代理用户结算电量15.88亿千瓦时；直接参与用户结算电量97.93亿千瓦时。

——售电公司代理电量占比13.95%，用户直接交易电量占比86.05%。

2017年1月24日和2017年2月17日举行了两次设定电量为10亿千瓦时，采用撮合交易边际出清形式的模拟交易，没有售电公司参与。

2017年2月17日，实际交易10亿千瓦时电量。

没有公告成交价格。

有用户反映成交价格为0.347元/千瓦时。

2017年3月20日采用双边协商的形式交易120亿千瓦时电量，公告平均交易电价为0.33485元/千瓦时。

2017年4月7日、4月27日、5月23日采用撮合交易边际出清形式进行了3次交易，成交电量为2.94、2.93、2.79亿千瓦时，成交电价为0.347、0.3465、0.346元/千瓦时。

河北月度竞价2017年总量为100亿，分别安排在2-11月份完成，平均每月近10亿电量，但4、5月份的月度成交电量分别为2.94亿和2.93亿，极大可能为售电公司市场经验不足，导致一谈竞价都避而远之。

■河北售电市场现状冀发改电力(2017)177号文规定的交易规则以及交易中心发布的临时调整公告，均鼓励用户与电厂直接交易，排斥售电公司代理。

主要体现在以下几个方面：1、市场容量小，电厂及用户数量不足，可交易电量总量少。

大量无电厂、大用户背景的独立售电公司进入平台，却没有足够的中小用电户这样的需要服务的群体。

2、长协用户的用电需求大于电厂可供电量。

上半年长协交易书面供需比为0.83，供小于求，造成电厂选择性交易，用户基本没有议价资格。

3、交易规则对电量偏差考核十分宽松。

只按年考核5%以下的负偏差0.01元/千瓦时)，用户几乎无压力。

4、对售电公司参加交易设定程序性障碍。

如：售电公司与用户交易，要求与供电公司签三方协议，客户长协自主交易后，月度交易不许委托售电公司等。

可以看出河北南网电改交易实际释放的红利有限，其原因除了宏观层面电力供需关系比例平衡外，与河北发改委严格控制进入市场的电厂及电力用户数量及属性有关。

低水平供需比(上半年长协电量供需比0.83)、基本不进行偏差考核等主要特征，造成了电厂惜售、交易价格平稳，除了收获几个交易数据，河北南网电力市场波澜不惊。

河北南网现状是市场化交易机制尚没完全建立、交易平台的独立性亟待改进、社会资本售电公司进入市场困难较大，故形成了交易价格基本透明、售电公司被电厂无视、吸引不到客户、几乎无法开展业务的现状。

6月份仅有9家售电公司有13笔交易。

与具备发电厂及大用户背景的售电公司不同，即使市场规则十分完备，独立的售电公司在电量交易业务中也难占领主动地位。

广东电力市场电量交易大户是有发电背景的售电公司，在河北南网电力市场中，河钢集团旗下的售电公司交易电量也占比较高。

作为独立售电公司不具备发电或用电的资源，要在电量交易这个领域获利空间有限。

另据了解的市场情况，政策对于售电公司支持不足，利润空间小，竞争激烈：1.对于开展双边交易而方，售电公司基本牌无电可买的境况；2.撮合性交易规则不明，主要表现在最终成交电价不可预知，降价幅度小，经营风险大；3.用电量偏差考核严厉，惩罚额度数倍于差价收益，售电公司不敢轻易尝试；4.售电公司间竞争激烈，差价让利比例夸张（零差价成交情况屡见不鲜）；5.电网背景售电公司对其他类售电公司的挤压。

案例一：河北售电市场，原期望降价幅度为0.02元/千瓦时，而实际的成交价降价幅度为0.002元/千瓦时，以年30亿度的售电量推算差价利润：0.002元/千瓦时*30亿千瓦时=600万元其中除让渡给用电力用户绝大部分（以80%~90%计）剩余利润：600万元*10%~20%=60~120万元此利润除需要承担各项经营成本，在执行过程中还会有其他损耗，利润进一步降低，如加入电量偏差考核的考虑，则经营风险过高。