广东售电公司运营模式

广东电力交易系统当前的间接报价系统最大的优势在于可以绕开输配电价进行交易，前提是所有参与交易的发电厂之间、大用户之间拥有相同的目录电价。因此，当前参与广东电力集中交易的发电厂均为本地火电厂（拥有相同的标杆上网电价），购电方的最终用户均为工业大用户。由此可见，广东电力交易体系仍是一个比较初级的系统，限制条件较多，与当前欧美各国成熟的电力市场比起来，尚存在不少缺陷：

1.需要相同目录电价体系支撑，由于目录电价不同，暂时无法实现多电源种类、多用户种类集中交易；

2.报价系统不直观，理解上容易出现差异；

3.出清价格存在剪刀差补贴，从不同方向上改变了供给方和需求方的博弈形势；

4.设置交易规模上限，改变了需求侧的供需状态，一定程度上影响了报价策略；

5.缺少平衡市场、电力金融市场等，异常报价状态响应机制不足。

广东电力交易系统目前尚处在较为初期的阶段，是售电侧改革初期的特殊形态，未来尚有很大的发展和改善空间。因此，本报告所作出的交易系统解析仅适用于当前时期，随着电力体制改革的推进及电力市场完善度的发展，相关分析与解读将不再适用。

价差对为正值时不能成交；价差对为负或零值时，按照价差对小者优先中标的原则进行交易。价差对相同时，按申报价差相应电量比例确定中标电量。

此类价差配对方法决定了对发电方来说，若想增大成交的几率，则需要尽可能的低报价；对购电方来说，则需要尽可能的高报价。然而，更低的供方报价意味着电厂需要出让更多的利益，更高的需方报价意味着用户需要承担更多的用电成本。在此类价格匹配体系之下，供需双方均需要通盘考虑各自电量和电价的平衡点，以决定最终的报价策略。

由于供需双方报价到成交时并不一定能够完全匹配，广东交易市场引进了价差返还制度，即按一定的比例将价差对的额度返还到发电企业及购电企业，以形成最终的成交价格。根据广东省经信委发布的《关于集中竞争交易规则调整有关事项的通知》（粤经信电力函[2015]1136号）规定结算：

一是引入价差返还系数β。成交的发电企业与电力大用户的申报价差电费（绝对值，下同）差额，按照一定比例分别返回给成交的电力大用户和发电企业，目前暂定β值取25%：即当成交发电企业申报价差电费大于电力大用户时，差额部分的25%返还给成交的电力大用户，75%返还给成交的发电企业。

二是大用户成交价格形成。电力大用户的最终成交价差（设为P）根据其中标电量、申报价差、成交发电企业与电力大用户的申报价差电费差额（设为ΔE）、返回价差电费（设为E返）综合确定。具体为：该大用户中标电量的申报价差电费（设为E申）加上返回价差电费（E返），除以中标电量（设为Q），即为该大用户最终成交价差。其中，返回价差电费（E返）为该大用户中标电量申报价差电费（E申）占所有中标大用户申报价差电费总额（ΣE申）的比重乘以返还给电力大用户的价差电费总额（ΣE返）。公式为：

P=(E申+E返)/Q

E返=ΣE返×E申/ΣE申

ΣE返=β×ΔE

三是发电企业成交价格形成。目前电力供应宽松的情况下，发电企业的最终成交价差参照上述方法计算，差异在于返还给发电企业的价差电费总额ΣE返=(1-β)×ΔE。

此处，若将供应方中标电量的申报价差电费总额设为ΣE申（供应），将需求方中标电量的申报价差电费总额设为ΣE申（需求）；单个电厂的申报电价为Pi申，成交电量为Qi；单个购电主体申报电价为Pj申，成交电量为Qj；单个电厂成交电价为Pi，单个购电主体成交电价为Pj，则：

ΔE=ΣE申（供应）-ΣE申（需求）（为负值）

ΣE申（供应）=Σ(Pi申×Qi)

ΣE申（需求）=Σ(Pj申×Qj)

合并以上公式可得：

（供应方）Pi=Pi申+E返/Q=β×Pi申+Pi申×(1-β)×ΣE申（需求）/ΣE申（供应）

（需求方）Pj=Pj申-E返/Q=(1-β)×Pj申+Pj申×β×ΣE申（供应）/ΣE申（需求）

由上面两个式子可以看出，在供应与需求的申报价差电费总额确定以后，各主体的成交价格仅与各自的申报电价和返还系数有关，与申报电量、中标电量、交易对标方申报电价无关。

此处引入模拟交易例子说明：假设市场上供需双方各有5个参与主体，发电公司A、B、C、D、E与购电主体甲、乙、丙、丁、戊。以上10个市场参与主体为市场全部参与主体，并假设正好凑成5对价差对，则撮合交易后结果如下： 

依据上例，成交的五对公司中，供需双方的成交价格并不相等：其中“A-甲”、“B-乙”、“C-丙”三对公司成交价中仍旧存在差价，而“D-丁”、“E-戊”成交价格存在需方降价幅度大于供方的情况。这说明广东省交易模式中存在补偿机制，即价差对小的优先成交，但成交价格之间存在差值，该差值将以剪刀差的形式补偿到成交优先度靠后的公司。

补偿机制对于供应侧和需求侧存在不同的影响：根据各公司所分配的价差确定公式，E返=ΣE返×E申/ΣE申可以看出，各公司所得的价差总额E返由总可分配价差金额（ΣE返）和公司申报降低电费额度占中标电量电费额度之比（E申/ΣE申）共同决定。返还的电费将平均分配到每度中标电量上，即P返=P申×ΣE返/ΣE申。因此，在一场已经撮合完成的交易中（供需两侧总电费金额确定，返还总额确定），则申报的降价幅度越大（即报价越低），分配到的返还电价越多，与中标电量无关。

对于需求侧而言，高报价（低降价幅度）可提高成交几率，然而却会导致电费偏高（报价高，返还电价也少）；低报价（高降价幅度）可降低电费（低报价，返还电价也高），相应地成交几率和成交电量也会降低。因此，购电侧最终成交电价之差大于报价之差，电价返还机制加剧了需求侧电价与电量的博弈。

从前面模拟举例的数据可以看出，购电主体“甲”申报降幅最小，为10厘/千瓦时，最终结算降幅为23.64厘/千瓦时；购电主体“戊”申报降幅最大，为150厘/千瓦时，最终结算降幅为354.55厘/千瓦时。甲与戊申报价之间相差140厘/千瓦时，而最终结算价之差被返还机制扩大到330.91厘/千瓦时。因此对于购电方来讲，激进地报低价可以得到更多的返还电价“奖励”，拉大与其他竞争对手的价差，但是却要承担更大的不能成交的风险；保守地报高价可以提高中标几率，但是相应地能够获得的返还电价也将减少。购电方的量价博弈被复杂化。

而对于供电方而言，低报价（高降价幅度）虽然使电厂加大了主动让利，但是返还电价上升，部分弥补了报价降低带来的电价下降，同时提高了成交量和成交几率；高报价（低降价幅度）则减少了主动让利，相对的返还电价也相应减少，而成交量和成交几率也同步降低。因此，电价返还机制使得供给方最终成交电价之差小于报价之差，高报价与低报价策略之间对最终成交电价影响减小，低价策略呈现优势。

从前面模拟举例的数据可以看出，发电厂A报价降幅最大，达到500厘/千瓦时，最终成交降幅为183.1厘/千瓦时；发电厂E报价降幅最小，为300厘/千瓦时，最终成交降幅为109.86厘/千瓦时。A与E的报价之间相差200厘/千瓦时，而最终成交价之间仅相差73.24厘/千瓦时。对于发电厂A来讲，尽管报出电价比E低2毛钱，但是最终成交价却仅比E低7分钱，且由于报价很低，成交的几率要比E大得多。因此，发电厂量价博弈被简单化，报价策略出现“最优解”，即在保证成交电价能够覆盖发电边际成本的前提下，尽量报低价以争取成交。

返还机制对于供需双方影响不同的主因为：返还电价对购电方的作用机制为“奖励”，而对于发电方的作用机制为“补偿”，从电价层面均“鼓励”双方报出更低的价格。然而对于需求方来讲，低报价意味着承担更高不能成交的风险，而对于供应方来讲，低报价则提升了成交的几率。因此需求方的量价博弈更显激烈，发电方则是削弱了此类博弈。在3-5月的集中交易中，由于返还系数设置为25%，电厂方能够获得较多的返还电费，出现了发电厂报价策略向地板价单方面倾斜的现象。

广东电力交易中心为响应中发9号文“逐步放开工商业集中竞价交易”原则，自2014年首次竞价交易开始便设置的交易容量上限，并采取逐年放开的方式。根据《广东电力大用户与发电企业直接交易深化试点工作方案》，广东2014、2015和2016年直接交易电量规模分别为150亿、227亿、306亿千瓦时，达到上一年内发电量的4%、6%和8%。其中，2014及2015年集中竞价撮合交易电量规模分别为20亿和57亿千瓦时，2015年单月交易上限为5.7亿千瓦时，2016年3-6月交易电量上限提升至10.5亿、14亿、14.5亿和18.7亿千瓦时。

尽管广东经信委不断上调集中交易容量限制，仍无法满足市场的需求。2016年3-6月集中竞价中，供需双方申报容量均超过了允许成交的电量上限。

由于交易电量的限制，致使供需双方均以单侧竞争为主：在供应方看来，市场上的发电能力超过了交易规模，市场呈现供大于求的状态；在需求方看来，购电主体的购电需求量也超过了交易规模，市场呈现供不应求的状态。因此，供需双方的实际对应关系被交易规模限制硬生生隔开，双方报价均主要围绕本侧其他竞争对手而展开。

广东省乃至全国的实际供需情况均为供应大于需求，电源严重过剩。由于真实情况确为供大于求，因此经信委及南方监管局设置的交易上限对发电厂的竞价策略影响不大，供应侧反映了实际的供需情况。而需求侧的情况较为特殊，成交规模上限的设置使得需求侧呈现供不应求的状态，与现实情况相悖，导致需求侧报价策略较为保守，不利于实现通过供需调节价格。

为方便理解，此处模拟举例说明广东省电力交易中心供需双方竞价、配对、成交以及最终结算情况：

模拟申报阶段：假设供应方共有4家参与报价，总申报电量6500万千瓦时，最高申报价差为-400厘/千瓦时，最低申报价差为-200厘/千瓦时；需求方共4家参与报价，总申报电量为7000万千瓦时，最高申报价差为-10厘/千瓦时，最低申报价差为-100厘千瓦时。本次交易规模上限为6000万千瓦，具体数据如下表：

价差对配对阶段：对于各方申报数据，交易中心首先生成价差对匹配。由于供需双方各有4家主体参与报价，故最终将形成4*4=16对价差对，并按照从低到高的成交优先顺序排列。

成交一：根据上表，首先撮合价差对相同的第1、2对，即发电企业A、B与购电企业甲的交易撮合。由于A、B报价相同，则按申报电量比例满足甲的购电需求。其中，A申报电量为1000万千瓦时，B申报电量为1500万千瓦时，则A与B的电量比例为2:3，即A与甲成交40%的电量，B与甲成交60%的电量。甲的申报电量为1500万千瓦时，则A与甲成交600万千瓦时，B与甲成交900万千瓦时。本次成交中，甲所有申报电量成交，A、B剩余400万和600万千瓦时电量尚未成交。由于甲的需求得到满足，第9、13对价差对失效。

成交二：由于A、B尚有电量剩余，则撮合第3、4对价差对，即A、B与乙的交易。A、与B仍然按照电量比例进行成交，A、B剩余电量为400万和600万千瓦时，乙需求1500万千瓦时，故本次成交量为1000万千瓦时。至此，A、B所有电量均已成交，第5、6、7、8对价差对失效；乙尚余500万千瓦时电量需求未成交，截至目前市场总成交量为2500万千瓦时。

成交三：由于价差对5-9均已失效，则撮合第10对价差对，即C与乙的交易。C申报电量为2000万千瓦时，乙尚余500万千瓦时电量，故本次成交500万千瓦时。至此，乙所申报电量均已成交，第14价差对失效；C尚余1500万千瓦时电量未成交，目前市场总成交量为3000万千瓦时。

成交四：撮合第11对价差对，即C与丙的交易。C尚余1500万千瓦时电量，丙申报电量为1000万千瓦时，故本次成交1000万千瓦时。至此，丙所申报电量均已成交，第15对价差对失效；C尚余500万千瓦时电量未成交，目前市场总成交量为4000万千瓦时。

成交五：撮合第12对价差对，即C与丁的交易。C尚余500万千瓦时电量，丁申报电量为3000万千瓦时，故本次成交500万千瓦时。至此，C申报电量均已成交，丁尚余2500万千瓦时电量未成交，目前市场总成交量为4500万千瓦时，距离交易规模上限仅余1000万千瓦时。

成交六：第13、14、15对价差对失效，则撮合第16对价差对，即D与丁的交易。D申报电量为2000万千瓦时，丁尚余2500万千瓦时电量未成交，由于交易规模上限为6000万千瓦时而此前已经完成了4500万千瓦时，则本次仅能成交1500万千瓦时。发电企业D和购电企业丁剩余的500万及1000万千瓦时电量无法成交。

撮合交易完成，总成交量为6000万千瓦时。供给方中标电量申报降价电费总额为1900万元，需求方中标电量申报降价电费总额为295万元，返还价差总额1605万元。其中，返还给供电方1203.75万元，返还给购电方401.25万元，根据各公司降价电费占比计算出各公司返还电价。

至此，本次集中撮合竞价交易完成，可得出最终交易数据：

供应方：共有4家参与报价，总申报电量为6500万千瓦时，其中4家最终成交（A、B、C全部成交，D部分成交），成交的发电企业平均申报价差为-307.69厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-200厘/千瓦时，最低成交申报价为-400厘/千瓦时。

需求方：共有4家参与报价，总申报电量为7000万千瓦时，其中4家最终成交（甲、乙、丙全部成交，丁部分成交），成交的发电企业平均申报价差为-56.43厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-10厘/千瓦时，最低成交申报价为-100厘/千瓦时。

全网总成交电量为6000万千瓦时，最终结算的平均价差为-116.04厘/千瓦时。

6月15日，广东电力交易中心组织开展了2016年6月份集中竞争交易，竞价规模为187000万千瓦时。

供应方：共有37家参与报价，总申报电量为233606万千瓦时，其中30家最终成交，成交的发电企业平均申报价差为-162.14厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-60.6厘/千瓦时，最低成交申报价为-500厘/千瓦时。

需求方：共有100家参与报价，总申报电量为230255万千瓦时，其中97家最终成交，成交的需求方平均申报价差-25.66厘/千瓦时，其中最高成交申报价为-0.1厘/千瓦时，最低成交申报价为-45厘/千瓦时。

全网总成交电量为187000万千瓦时，最终结算的平均价差为-93.89993厘/千瓦时，交易过程由国家能源局南方监管局现场监管，省经信委现场见证。

6月，虽然广东上调市场竞价容量到18.7亿千瓦时，供需双方申报电量仍然超出规模限制，竞价仍以单边竞争为主。6月交易规则出现变化，返还系数调整为50%，电厂方返还电费额度变小。对于此番变化，发电侧反应较为激烈：由于价差返还幅度变小，若持续采用3-5月一味追求低报价争取电量和价差返还的策略，发电企业有可能无法覆盖其发电边际成本。6月份供应方平均申报价格上升至-162.14厘/千瓦时（3-5月分别为-429.02、-436.94和-494.12厘/千瓦时），供应方报价降价幅度缩小，同时也带动了平均成交价差上升至-93.90厘/千瓦时（3-5月分别为-125.55、-147.93、-133.28厘/千瓦时）。需求方平均报价申报价格下降至-25.66厘/千瓦时，报价策略分歧扩大：部分购电主体回归保守报价以争取更多成交发电量，最高成交申报价回归3月的-0.1厘/千瓦时；部分企业则开始尝试更加激进的报价方式，承担电量成交风险以获取更高的价差返还，最低成交申报价下降到-45厘/千瓦时。本次返还系数的调整，使得发电方近乎“无脑”的地板价报价策略失效，发电企业的报价政策更加谨慎。

此类“暴利”的主要源头由售电公司运营模式决定：作为发电企业与用户之间的分销商，其利润来自于出售给用户的电价与收购自发电企业电价的差值。由于售电公司于用户签订长期供电协议的时候，用户仍以2015年交易市场的结算数据为推测依据，没有预料到发电企业的让利幅度会达到0.13元/千瓦时，故签订的供电协议往往为目录电价降低0.01-0.02元/千瓦时左右。由于长期协议往往持续一年以上，故认为售电公司的“暴利”至少可以持续到2016年末。

然而该“暴利”却存在一定的风险，主要源自每月竞得电量的不确定性，以前文模拟交易中购电主体“丁”为例：假设“丁”为售电公司，与用户签订的长期供电协议为3000万千瓦时/月，协议价格为-20厘/千瓦时。在上例中，丁最终成交电量为2000万千瓦时，结算价格为-236.02厘/千瓦时。此部分电量供给到用户，度电利润为216.02厘/千瓦时（暂时忽略其他成本），总利润为432.04万元。而未成交的1000万千瓦时电量则必须从电网公司按目录价格购买后供给用户，度电利润为-20厘/千瓦时，总亏损20万元，部分对冲掉了市场电的利润，公司平均度电利润缩水36.53%。因此，售电公司能够盈利与否，关键在于市场电占总供给电量的比例。然而由于售电公司每月能够竞得的电量存在不确定性，可能数月都竞不到任何电量，因此售电公司的利润风险较大。

返还电价剪刀差补偿机制及单侧竞争压制售电公司利润：对于售电公司而言，报价过于激进则导致公司存在发电量上的不确定性，若报价过于保守，则由于剪刀差补偿机制的存在，使得分配到公司的返还电价额度减小。由于市场电量在售电公司盈利中占据着重要地位，售电公司的报价策略更加偏向于保守以换取更多的电量，并寄希望于发电侧激进的报价策略来换取高额返还价差。然而随着6月返还系数调整到50%，发电企业的激进策略遭受打压，纷纷抬高报价避免损失。发电企业让利意愿的减少，让售电公司出现了两种分歧的报价策略：1）尝试以激进报价方式以压低价差和赚取补偿，尽量增加度电利润，以弥补电量上的风险；2）继续采用“保守压倒一切”的竞价策略，实现薄利多销。

2016年6月8日，广东经信委网站公布了第二批拟参与集中竞价交易的售电公司目录，总计54家。第二批售电公司正式参与竞价交易之后，售电公司总量从13家扩展到67家，需求方主体数量将扩张到154家，每家企业平均能够竞标到的电量将大幅度减少，不利于售电公司利润的维持。

售电公司在整个市场交易的环节中，没有结算能力。广东省经信委及能源局南方监管局在《关于明确2016年售电公司参与直接交易有关事项的通知》中提到：广东电力交易中心根据交易执行结果出具结算凭据，其中电力用户按目录电价向电网企业缴费。发电企业按照交易结果从电网企业获取上网电费。直接向发电企业购电的电力大用户，其价差电费由电网企业在其应缴电费中抵扣;售电公司价差电费由电网企业支付，售电公司根据合同与其签约用户结算。

在广东首次直接集中交易之后，某家售电公司向当地税务机关报送开票请示，结果被当地税务机关拒绝，税务机关回复如下：

“根据《中华人民共和国增值税暂行条例》(中华人民共和国国务院令2008年第538号)第一条规定：“在中华人民共和国境内销售货物或者提供加工、修理修配劳务以及进口货物的单位和个人，未增值税的纳税人，应当依照本条例缴纳增值税”;同时《国务院关于修改〈中华人民共和国发票管理办法〉的决定》(中华人民共和国国务院令587号)第十九条规定明确：“销售商品、提供服务以及从事其他经营活动的单位和个人，对外发生经营业务收取款项，收款方应当向付款方开具发票;特殊情况下，由付款方向收款方开具发票”、《中华人民共和国发票管理办法实施细则》(国家税务总局令第25号)第二十四条规定：“《办法》第十九条所称特殊情况下，由付款方向收款方开具发票，是指下列情况：(一)收购单位和扣缴义务人支付个人款项时;(二)国家税务总局认为其他需要由支付方向收款方开具发票的”;《国家税务总局关于修订〈增值税专用发票使用规定〉的通知》(国税发(2006)156号)第二条规定：“专用发票，是增值税一般纳税人(以下简称一般纳税人)销售货物或者提供应税劳务开具的发票，是购买方支付增值税额并可按照增值税有关规定据以抵扣增值税进项税额的凭证”。

因此，根据上述文件内容，你司请示中的交易结算流程方案不符合现有增值税专用发票使用管理规定，不同意你司执行请示中的交易结算流程方案。”

（以上内容出自“电力法律观察”）

由此可见，售电公司的运营模式虽然为“从发电企业处购电，销售给用电客户并赚取差价”，然而现金流的流向却与运营模式相反：电网向售电公司按照竞标结果支付价差电费，而售电公司向客户支付合同规定的价差电费。因此售电公司的运营模式不具备法定的“由付款方向收款方开具发票”地条件，无法开具发票进行结算。

此后国家发改委在《关于重庆市售电侧改革试点工作有关问题的复函》中将售电公司分为三类：第一类是电网企业的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票；第二类是拥有配电网运营权的售电公司，可向其供电的用户收费并开具电费发票；第三类是独立的售电公司，保持电网企业向用户收费并开具发票的方式不变。而参与广东集中竞价交易的公司均为第三类公司，按照发改委精神将不具备开具发票的条件，结算程序牢牢把握在电网手中。

因此，当前售电公司所谓的“暴利”均停留在账面上，在电网企业结算以前，售电公司得不到真正的现金流，且面临着一定程度上的坏账可能，售电公司的独立经营能力存在较大的风险。

作为电力“发输配售”四大环节的一环，当前参与广东省集中竞价交易的电力公司不为电力产业链增加任何产业附加值，仅仅利用了电力市场的实际情况与用户预期之差赚取了短期的高额利润，不符合产业链逻辑和改革逻辑。随着参与电力集中竞价交易的售电公司增多、电力市场竞争的逐步成熟以及用户端市场意识的觉醒，售电公司的电力购销差价空间将逐渐缩水，售电公司贸易性质减弱。而根据国外成熟电力交易市场的经验，售电公司最终将通过提供各式各样的增值服务，在零售市场上展开竞争抢占市场份额，彻底贯彻“薄利多销”的盈利模式。

国外成熟的售电市场中，售电公司的经营模式为“从电力交易市场上购买电力——附加上增值服务——于零售市场上向用户售电”，即电力商品在售电公司手中经过一次“再加工”后销售给最终客户。主要的增值服务内容包括电价优惠套餐服务、综合能源提供及管理服务、节能服务、能源信息服务、绿色能源套餐服务等。

售电公司能够开展的增值服务业务不仅限于某一种类，其服务的实质是通过优惠、节能等手段帮助客户进一步节省能源开支，其根本目的是抢占市场份额，在购销差价被市场稳定之后实现薄利多销。我们认为售电公司未来需完成由电力贸易商向能源服务商的过渡，依据其大股东的资源背景提供增值服务，如电价优惠套餐服务、综合能源提供及管理服务、节能服务、能源信息服务、绿色能源套餐服务等。增值服务的质量、客户资源以及客户忠诚度将成为未来售电公司发展的核心竞争力。