广东省作为全国首个允许售电公司参与竞争交易的省份，在相对完备的市场规则框架及售电公司积极参与下，2016年广东电力市场规模快速增长。
2017年广东售电市场发展如何？售电热情仍在？
本期电力急先锋带你走进广东。
【剖析广东售电公司状况：前五批210家六成或已退出售电业务】
让我们先来看几张图表：
注：因考虑实际情况，大多数售电公司在公示时甚至在公示前已经开始开展业务，故上述时间跨度采用向上取整。
综合上述图表我们不难得出以下结论：
1.210家售电公司中有123家未获得可交易电量，占比约6成；
2.未获得可交易电量的售电公司绝大部分为民营企业；
3.售电公司切入的时间跨度并没有想象中那么快，第四批和第五批售电公司大部分还未获得可交易电量；
4.各类群体加入售电行业的热情不减；
5.东莞、汕头、惠州、清远、汕尾、梅州和江门售电公司未获得可交易电量占比很高，说明近水楼台不一定先得月，关键还是看售电公司的市场拓展能力和意识。
小电驴无法仅从长协和一个月的月度竞价来对一个公司下定论，也无意去评价目前的结果是正确还是错误。更多是想引发大家的一些思考，对于售电公司来说是否需要做好充分的调研和对自身的评估后再进入市场，对于从业人员来说，是否需要有一些耐心，多一些甄别（可参考之前文章：如何甄选一家合适的售电公司）。
接下来我们对这123家售电公司做详细的分析，这得先来推敲一下不同市场主体成立售电公司的切入点，小电驴认为基本可分为三类，第一类单纯因可见利润而成立新的公司切入，也就是俗称的“皮包公司”或独立售电公司，通过对其中31家抽样通过工商系统查询（下同）得知这一类占比42%；第二类是在原有业务基础上新增售电业务或成立合资公司，原有业务五花八门，但基本围绕在电厂电网上下游产业、综合能源开发、能源软件开发公司、节能服务、园区/物业管理等，占比约48%；第三类是国有企业相对或绝对控股的售电公司，占比10%。
仔细推敲不难知道至少上述三类公司做了基本的判断，认为目前的电价有下降的空间，改革会有红利释放出来，且都基本不会逃离电力这个圈子。据小电驴渠道了解，未获得可交易电量的售电公司中，对考核偏差的担忧或对负荷预测的准确率没底、市场策略竞争力不足、政策解读不到位占主要因素。
“公司和我沟通称说2016年签合同时基本没有偏差考核，过渡到2017年规则后，会让我来承担偏差，我担心辛苦做了一年会亏”，“我担心公司无法支付因保底价差以及政策判断失误而引起的亏损”...很多已获得可交易电量的售电公司除需面临上述困扰外，待解决的问题也并不少，所以希望售电公司的信用评价体系可以尽快建立并发挥作用。
参照目前交易中心的成立速度、开展直购电交易的省份越来越多、跨省售电公司的公示、已核定输配电价的省份越来越多、引入绿证、西南水电加速东送、西部风电加速东送等诸多现象来看，广东电改很有可能比预期加速进行，售电公司也会面临更多的挑战和机遇，相信当售电公司业务进入合并潮的时候会有部分优秀的企业崛起和被价值发现。
当然如果我们跳出这个圈子，或许这只是电改漫漫长路中再正常不过的一段而已。（来源：微信公众号一只小电驴 作者：小驴 ）
【数据分析：广东售电公司合并潮或早已开始】
信息回顾
1、2017年2月结算售电公司最高亏损1452万元。
2、2017年2月95家考核公司中有77家盈利，18家亏损。
3、偏差率在10%以上的用户(含售电公司，下同)共33家，数量占比约35%。
4、偏差率在15%以上的用户共20家，数量占比约21%。
5、月度实际用电量在亿级别以上且正偏差率(负偏差按3倍折算成正偏差，下同)超过20%的售电公司有2家;介于10%-20%之间的售电公司有2家。
6、月度实际用电量在5000万-1亿级别，且正偏差率(负偏差按3倍折算成正偏差，下同)超过20%的售电公司有3家;介于10%-20%之间的售电公司有3家。
7、月度实际用电量在2000万-5000万级别，且正偏差率(负偏差按3倍折算成正偏差，下同)超过20%的售电公司有4家，最高超过70%;介于10%-20%之间的售电公司有1家。
8、月度实际用电量在2000万以下的售电公司更像随机无规律波动......
售电公司可承担的偏差范围，详见文章：广东偏差考核你真的理解透了吗?
信息探究
1、小电驴通过对用户长协的月度分解电量，并结合月度竞争电量进行对比分析，初步推算得出，亏损1452万不会单一由偏差导致，且用户的月度市场电量应在亿千瓦时级别。
2、依据实际的售电获客渠道和手段来看，保守估计分销商渠道保守估计会吞噬售电公司30%的毛利润，甚至更多是由盈利拉向亏损，除非部分售电公司不会兑现给分销商的承诺。
3、依市场电量大，偏差就会低吗，实际未必。
4、偏差并非引起巨额亏损的主因，更多诱因是售电公司与用户的合同结构，固定价差用户的占比，与用户分成的比例，偏差的分担情况直接影响售电公司的损益。
现状思考
1、如果说偏差考核费用有一定概率降低，那么合同结构就是硬伤。如果可以预见到2017年剩余的月份几乎都会亏损，甚至大幅亏损，你会怎么做?
2、如果说有固定资产投资的售电公司、售电为辅业的售电公司有足够的抗风险能力，那么仅有售电业务甚至是在注册制而非实缴制下成立的售电公司，且并没还有任何保证金制约的前提下，你会怎么做?
3、如果说信用评价体系有一定的约束力和震慑作用，那么在目前信用体系还没有真正发挥作用前，你会怎么做?
什么属于合同结构的 ”硬伤”：
① 高风险行业(订单周期短、受天气影响大、淘汰或限制产业类型等)占比高，例如陶瓷、钢铁、食品、水泥等。
② 用户数量少，且电量分布梯度不足。
③ 保底+按90%：10%比例分成的用户占比高。
④ 获客渠道错综复杂，直接与用户互动不足导致对用户的把控力严重不足。
⑤ 超过一定比例的长协电量未消纳。
你会怎么做?
1、其实在金融行业，尤其是大宗交易或者是衍生品交易中，80%的交易都属于场外交易。据悉，售电公司的场外合并早已在2月竞价交易完后暗流涌动。
2、公欲行其事，必先利其器，修炼内功，提升精细化运营能力、储备和培养人才、四处充电培训，从全国范围内各类的培训会议来看，可见一斑。
3、市场或商务行为就该交由市场或商务来解决。（来源：微信公众号一只小电驴 ）
【图解 | 电力零售合同（广东2017）】（来源：连网科技 作者：毛水林）
【广东电力市场建设与实践】
2016年6月28日，广东电力交易中心正式挂牌，致力于打造国内电力交易机构标杆。广东省作为全国首个允许售电公司参与竞争交易的省份，在相对完备的市场规则框架及售电公司积极参与下，2016年广东电力市场规模快速增长，市场活力有效激发，场内交易越发活跃，形成了以电网企业、发电企业、售电公司、电力用户为主体的多买多卖的市场结构，累计交易电量达439.6亿千瓦时。
广东省电力电量市场交易份额较大，参与交易的市场主体多，市场机制比较完善，机制的设计具有先行先试的作用，对于全国各省区开展市场交易具有强大的借鉴意义。
广东电力市场概况
2016年，广东电力市场以年度双边协商交易方式进行的，完成交易电量279.8亿千瓦时，平均价差-11.1厘/千瓦时；以月度交易进行的，完成交易电量近160亿千瓦时，平均价差-73厘/千瓦时。市场主体由38家发电企业、927家用户及50家售电公司组成。价格成交机制为价差对撮合方式。
在此前提下，2016年年底完成双边协商交易电量839亿千瓦时，实现平均价差-64厘/千瓦时。在月度集中竞争中，2月份完成交易电量12.99亿千瓦时，出清价差-145.50厘/千瓦时；3月份完成交易电量21.60亿千瓦时，出清价差-189.45厘/千瓦时，并在近期准备开展发电权转让交易。2017年市场主体由60家发电企业、2267家用户及256家售电公司组成，主体数量较2016年翻番，并持续增长。2017年价格成交机制较2016年作出相应调整：以月度竞争统一出清及发电权配对撮合方式同步进行。
2017年市场规则情况
2017年交易规则与2016年相比有较大变化，主要体现在以下六点：
一是月度交易价格机制变更为边际价格统一出清的方式。较2016年采用的价格对撮合、价差返还机制而言，价格信号更为清晰。
二是实现计划与市场的解耦。2016年采用市场电量全额结算，计划电量承担执行偏差；2017年，电量偏差通过偏差结算价格每月清算疏导，实现“月清月结”。
三是用户侧全电量参与市场。2016年交易规则不要求用户全电量参与交易，需求侧市场机制不健全。2017年，按照国家中长期交易规则等相关政策，引入偏差考核机制（±2%），强化用户的市场意识，提升需求侧管理能力。
四是加强信息披露。确定了发布市场需求、电网约束、检修计划等市场信息的时间节点和规范，包括市场评价指标、价格离散度指标分析，较2016年信息发布时间节点更为明确、信息细节更加完整。
五是增加市场竞争自由度。不再以人为的方式切割年度长协和月度市场的比例，将市场的选择权全部交给市场主体。2016年设定的双边协商和集中竞价的交易规模，要求30%进行竞争，2017年将选择权全部交给市场，实现市场化竞争跨越式发展。
六是一般用户由售电公司代理。既培育了零售市场，也使得“批发+零售”的市场层次更加清晰。
2017年广东电力市场运行分析
84%——2017年长协交易成交电量837亿千瓦时，约占年度市场交易总电量的84%。长协电量比例较高，有利于市场主体提前锁定部分收益，规避年内市场成交价格波动风险；同时部分签订长协比例较高的发电企业，月度集中竞争交易不必因电量考核指标影响报价策略，有利于电厂生产安排。
97%——售电公司成交电量占比97%。在2017年长协交易成交电量中，大用户占比30%，其余均为售电公司购买电量。新规则对市场专业化要求提高，如电量偏差考核力度加大，用户倾向于通过售电公司购电，有利于提升需求侧管理水平。
年度双边协商——相对于2016年年底月度竞争让利-30.0~-40.0厘/千瓦时的价格信号，考虑广东市场依然供大于求，2017年长协交易中，平均成交价差-64.0厘/千瓦时，反映出年度市场竞争较为充分。从成交结果来看，73%的交易电量集中在-60.0~-79.0厘/千瓦时之间，七成电量价格集中在平均价格附近，市场价格意愿集中。
月度集中竞争——2017年2~3月月度竞争采用边际价格统一出清、用户全电量的模式开展交易，交易成交电量分别为12.99亿千瓦时、21.6亿千瓦时，统一出清价差分别为-145.5厘/千瓦时、-189.45厘/千瓦时。降价幅度较大，主要出于以下三点原因：
一是月度竞争激烈。基于供大于求的形势，发电企业通过基数和长协锁定了大部电量，月度报价基本反映了变动成本。月度供需比在2左右，发电侧竞争偏激烈。
二是节能高效大机组占优势。60万千瓦及以上煤电机组、部分39万千瓦及以上燃气机组（澳洲气），月度成交电量分别占月度总竞价交易成交电量的七成，体现资源优化配置原则。经粗略成本测算，上述机组月度成本基本持平或略有盈余。
三是综合供需双方价格。综合考虑月度和长协的量和价，折合至全市场电量的平均价差分别为-81.9厘/千瓦时、-97.0厘/千瓦时。综合考虑基数、月度和长协的量和价，折合至全电量的平均价差分别为-29.0厘/千瓦时、-39.0厘/千瓦时。
四是80%以上用户采取报零价策略。统一出清模式下，允许采用跟随市场价格的保守策略；需求侧售电公司占主导，月度出清价格高，虽降价幅度大，但考核力度相对更大，售电公司下探边际意愿不强。
五是大用户的下探边际意愿较强。少数大用户自认为能够把握生产用电规律、预测准确，不会被偏差考核，下探边际意愿较强。
偏差考核总体情况——2月全市场计划用电量60.6亿千瓦时，实际用电量62.1亿千瓦时。售电公司、大用户用电预测准确率最高99.8%，最低25%，平均89.1%。偏差±2%以内，免于考核的18家，占比19%。参与交易的售电公司和大用户95家，有77家被偏差考核，偏差考核费用合计0.62亿元。按成交价并计及偏差考核结算，用电侧整体盈利77家，亏损18家。
总市场电量偏差率为2.4%，体现了售电公司有一定的需求侧管理和预测能力，偏差率好于预期。其中占比42%的售电公司，偏差在±5%以内，代理电量占比72%，考核费用仅占20%。说明代理电量多的售电公司，整体用电偏差低，体现了售电公司的规模效应。据统计，共14家售电公司采用实时用电负荷监控和能耗管理等手段，代理电量占比71.5%，平均偏差率1.4%，显著优于平均水平。部分大型售电公司通过与代理用户签订“以电定产”合约，初步实现需求侧管理。
总体而言，电量考核为有能力的售电公司发展带来机遇。不具备技术及管理能力的小型售电公司，市场空间较小。售电公司为企业带来优质的综合用能服务，符合国家售电侧改革方向。
市场建设成效
初步构建了市场交易工作体系，包括工作机制、市场模式、制度规范，以及技术系统。
在工作机制方面：调度机构衔接层面，与多个省级及以上调度机构建立职责清晰、协同合作、运转高效的工作机制；交易中心与政府部门衔接层面，建立与相关政府部门定期汇报的联络机制；交易中心层面，梳理年度双边协商、月度集中竞争等交易品种的业务流程，形成市场策划、交易组织、交易结算、市场管理等业务规范，建立分工明确、协作规范、运作高效的内部工作机制。
在市场模式构建中：交易品种方面，构建双边协商、集中竞争、发电权交易的电能量交易市场，适应改革初期需要，基本形成了竞争充分、多买多卖的市场格局；价格机制方面，年度采用双边协商价格，基本反映了发电企业年度的综合成本；月度采用统一出清价格，基本反映了月度变动成本；交易结算方面，建立统一的结算规范，统筹广东、广州、深圳电网并行结算，打通结算数据通道；统筹批发、零售市场同步结算，防范了市场资金风险。
在制度规范方面：贯彻国家层面、省政府层面相关改革配套文件，交易中心拟订了相应的交易细则、业务指导书、表单等制度文件进行衔接。
在技术系统层面：一是实现交易全过程信息化运作，实现了包含市场管理、交易组织、结算分析、信息发布在内的交易全过程网络化、信息化运作，有效降低交易成本，提高市场透明度，提高市场服务水平；二是建立交易系统建设、运行和维护的管理机制，严把系统需求分析、开发建设和运行测试的关口，确保系统建设质量，交易系统无差错；三是保障交易系统信息安全，以加密技术等措施确保敏感信息安全。以系统备用等措施确保系统安全；四是技术平台友好开放，与调度、营销、计量等系统互联互通，系统运行稳定，用户使用体验友好、便捷。
落实供给侧改革要求，释放改革红利。一是响应国家供给侧结构性改革要求，推进发电合同电量转让市场建设，利用市场机制推动实现共26万千瓦高能耗机组主动关停，促进了发电侧产能优化调整。二是通过市场化交易，有效降低用电成本。优先将产业转移园区用户纳入市场，有效促进粤东西北地区产业转型发展。三是多措并举促进节能减排。实施市场电量上限与煤耗挂钩、竞争交易能耗低者优先、煤耗由高到低进行合约转让等举措。
构筑多元市场结构，创新行业业态。广东市场交易运转流畅，市场形成了发、售、用、电网的多元结构。改变了垂直一体化的购销模式，形成了多买多卖的格局。绝大多数电力用户选择向售电公司购电，提升了专业化水平，平衡了供需双方市场话语权，提升了市场效率和用户用能水平。
工作路径展望
加强交易品种研发和前瞻性研究。一是制定市场发展规划，明确市场发展路径；二是积极研发新交易品种，探索辅助服务市场建设；三是做好日前现货市场、输配电价实施市场价格机制的研究，明确相关技术路线和建设实施方案。
建设开发、可靠、高效的电力交易系统。一是根据发展路径、规划，建设完善交易系统；二是加强信息安全防护体系建设，提升信息化管理水平。
建立市场预测工作机制，提升市场预测分析能力。一是加强宏观经济形势、重大政策、气候等因素对用电需求的影响分析，把握需求总体趋势；二是开展行业用电需求调查分析，及时掌握需求动态；三是开展年度、月度需求分析研究，提升市场预测准确率；四是建立预测分析工作闭环机制，开展市场电量分析预测功能模块建设。
加强交易安全风险防控。一是开展交易安全风险辨识和评估，梳理风险点，编制风险库；二是制定交易风险管控措施，明确到位标准，跟踪检查落实；三是重点构建电力交易法律风险防范机制，确保市场依法依规运行。
加强信息披露。进一步加强市场信息披露，修编完善信息披露管理办法，完善系统平台相关功能建设。规范、全面地披露市场信息。
开展电力交易市场诚信建设。一是重点建立售电公司信用保证机制，2017年底出台售电公司信用保证相关制度；二是开展市场主体信用评价，建立市场主体信用评价和惩戒机制。
（本文刊载于《中国电力企业管理》2017年3期，作者杨骏伟系广东电力交易中心有限责任公司董事长）
