深度｜北京電麗：放眼長遠，售電公司的業務模式趨於多元化，未來誰將更受益?

回顧 2017 年，電力體制改革，尤其是售電領域的改革，在全國多個地方出現推動。展望未來，我們認為，這仍是能源領域的重要發展方向。

1. 政策持續支持電改推動

我國本輪電力體制改革(簡稱「電改」)之啟動時點，可追溯至 2015 年。2015 年 3 月 15 日，中共中央、國務院發布了此輪電改的綱領性文件——《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發【2015】9 號)文件(簡稱「9號文」)。業界普遍認為，這是繼 2002 年「廠網分離」以來，我國在電改領域頗具里程碑意義的舉措。

9 號文明確了深化電力體制改革的重點和路徑：在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照管住中間、放開兩頭的體制架構，有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本開放配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃;推進交易機構相對獨立，規範運行;繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配體制研究，進一步強化政府監管、電力統籌規劃，以及電力安全高效運行和可靠供應。

此後，國家發改委與各地有關部門陸續發布相關政策文件，進一步細化改革內容，如附錄 III 所示。截至 2017 年底，全國範圍內除西藏外，其他省區均有獲得國家發改委批複的電改方案。

在以上眾多涉及電改的政策文件中，我們認為，國家發改委、能源局於 2017 年初下發《電力中長期交易基本規則(暫行)》(簡稱《規則》)最具實操層面的指導意義，其為在全國範圍內開展電力交易提供指引性標準。依據規則指引，我們認為，我國電改將具有以下三大趨勢：

首先，對發電企業並無特殊准入條件規定， 「綠色售電」前景廣闊。《規則》中對發電企業准入要求主要為兩點：

其一，合法，即依法取得核准和備案文件，取得電力業務許可證(發電類);其二，符合國家產業政策，國家規定的環保設施正常投運且達到環保標準要求。值得一提的是，《規則》並沒有對發電機組類型、裝機容量等作細化要求，因此原則上各類型電源均可以參與到電力中長期交易當中。結合我國支持清潔能源發展的大戰略，我們預計，未來清潔能源在售電領域的參與將趨於活躍。結合德國、美國等售電市場化先行者的實踐經驗，「綠色售電」頗具前景。

其次，參與用戶將全電量入市，電力直接交易規模有望持續放大。《規則》規定電力用戶本著自願原則參與電力市場交易，但選擇參與市場交易後需全部電量進入市場，不得隨意退出， 取消目錄電價。符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業(包括保底供電企業)購電。2017 年廣東直購電規模總計 1108.45 億度， 相當於該省 省 2016 年全 社的 會用電量的 20%，直購電規模仍然有限。參考廣東經驗，如果後續符合準入條件用戶能夠選擇電力市場中長期交易，電力交易規模有望持續放大，極限情況有望達到全社會用電量 80%。

最後，發電企業 可通過「 限價放開+ 全電量交易 」，在一定範圍內轉移成本。《規則》規定，雙邊協商交易原則上不進行限價，而集中競價交易為避免市場操縱及惡性競爭，對報價或結算價格設置上下限。我們認為，該規定在目前煤炭價格上行導致發電企業成本增長的現實背景下具有一定現實意義，取消限價、給予一定的電價上浮，將有效緩解發電企業成本壓力。而用戶全電量交易，以及取消目錄電價，也限制了其通過目錄電價從電網購電的途徑，為發電企業轉移成本提供一定可操作性。

2. 售電改革之廣東範本：2017 年成交量持續放大，競爭加劇

此輪廣東售電市場月度競爭交易始於 2016 年 1 月 22 日，2017 年月度交易市場漸趨活躍，市場競爭主體越趨多元化。總體來說，在此輪電改浪潮中，廣東迄今領跑全國。下文便以廣東為範本，從交易規則、交易結果、出現的問題等多個方面，予以分析。

我們經過研究，總結了 2017 年度廣東省電力直接交易市場的主要規則和特點，如下。

1 、 雙邊協商+ 集中競價

廣東市場化電力交易由年度長期協議電量交易和月度集中競價交易組成，其中，2017 年年度長協交易在 2016 年底即以發電側與用戶側雙邊協商的方式定調，執行層面的成交電量拆分到 2017 年的每個月進行。

長協電量的月度分解量需求不足部分，由發電企業和用戶側的售電商和大客戶通過月度集中競價交易補充。月度交易流程如圖 55 所示。

根據《廣東電力市場交易基本規則(試行)》指引，符合市場准入條件的廣東電力大用戶可選擇以下兩種方式之一參與市場交易：(一)參加批發交易，即與發電企業開展年度雙邊協商交易，直接參与月度集中競爭交易， 但需放棄目。 錄電價購電的資格。(二)參加零售交易，即全部電量在同一時期內原則上通過一家售電公司購電， 分享部分利潤給售電公司，但保留按照目錄電價購電的權利。

省內發電企業集中競爭申報電量上限，按以下步驟確定：

(一)按照年度與月度市場供需比一致的原則確定發電企業月度市場電量的上限，減去選擇物理執行的月度雙邊協商交易電量後，得到參與月度集中競爭交易的申報電量上限。

月度市場交易平均小時數=月度市場用戶總用電需求/B 類機組扣除檢修後的總可用裝機容量燃煤發電企業月度市場電量上限=燃煤發電企業扣除檢修後的可用裝機容量×月度市場交易平均小時數×[k0-k1×(發電企業發電煤耗-全省平均發電煤耗)/全省平均發電煤耗](其中，k0 與 k1 為交易參數，以調整每月參與競價的月度電量上限)發電企業月度集中競爭申報電量上限=月度市場電量上限-選擇物理執行的月度雙邊協商交易電量

(二)根據各發電企業集中競爭申報電量，計算各發電集團所佔的電量市場份額。當電量市場份額不滿足集中競爭交易有效開展的要求時，則調增 k0，相應增加各發電企業月度集中競爭申報電量上限，直至滿足防範發電側市場力的要求。

2 、 統一邊際價格出清機制

從 2017 年 1 月(對 2 月電量進行競價)起，廣東月度電量集中競價採用邊際價格統一出清方式成交，按照「月結月清」的偏差結算方式進行結算。其中，交易參數 k0 暫定為 1.25，k1 暫定為 0.25。用戶只要略高於出清價，就可以以市場統一的價格進行結算。

統一出清機制原理是：由發電側報價形成供給曲線，售電側報價形成需求曲線，供需曲線相交的點即為出清價格。

所有發電商或售電商均按此價差進行結算( 如 前文圖 圖 1 中虛線所示)。其中，低價供應方和高價需求方可以優先成交。

3 、 偏差結算

從 2017 年開始，廣東售電結算規則由返還結算規則改為偏差結算。據 2016 年 12 月 7 日發布的《2017 年廣東省有序放開發用電計劃及電力批發交易有關工作安排》，參與批發市場的電力大用戶和售電公司允許偏差範圍為±2%，即 月度市場電量偏差±2% 以內的電量免於考核，偏差±2% 以外的電量按照 2 倍的月度集中競爭交易成交價差絕對值進行考核。其中， 月度市場電量= 年度雙邊協商月度分解電量+ 月度集中競價電量。

正偏差結算：當用戶實際用電量超過月度市場電量時，偏差範圍內的，公司按照月度集中競爭交易成交價差結算，不進行考核;偏差範圍外，公司按月度集中競爭交易成交價差絕對值結算，即按照 2 倍的月度集中競爭交易成交價差絕對值進行考核。

負偏差結算：當用戶實際用電量小於月度市場電量時，偏差範圍內，按照月度集中競爭交易成交價差結算，不進行考核;偏差範圍外的參與公司按月度集中競爭交易成交價差絕對值的 3 倍結算。

首先，開展電力市場競爭，讓用戶能夠以更低的價格，獲取更為優質的電力服務。

其次，讓不同類型電源同台競價，並解決好經濟效益與環境效益的平衡問題，讓更經濟、更優質、更環保的電源品種得到應有的發展，從而減少規劃層面對於廣東乃至全國電源結構裝機的影響。

最終， 還原電力本身的商品屬性，使電力價格能夠在一定程度上反映供需現狀、成本現狀，並在這一過程中盡量限制操縱、壟斷，做到有效、充分競爭。

廣東 2017 年電力市場長期協議於 2016 年 12 月簽訂，總成交電量 837.05 億度，為 2016 年長期協議交易電量的 3倍左右，的 年度長協占本年度直接交易電量的 75% 左右。成交價差為-0.0645 元/度，相較於 2016 年 3-9 月平均-0.0731元/度的成交價差有所緩和， 電廠售電側釋放電改紅利 54 億元。

2017 年交易共有 60 家發電企業、82 家售電公司、6 家電力用戶參與，其中 售電公司總成交電量為 815 億度，占雙邊協商交易規模的 94%，成交量前 7 名售電公司均為首批公示售電公司，分別為：廣東粵電電力銷售公司、華潤電力(廣東)銷售公司、華能廣東能源銷售公司、深電能售電公司、深圳能源售電公司、恆運綜合能源銷售公司、穗開電業，它們大多在發電資源與客戶資源方面具有明顯優勢，合計市場份額 53.6%，如圖 56 所示。

2017 年 2-12 月，廣東共開展 11 次月度電力市場直接交易，共完成交易電量 319.58 億度。統一出清價差代表電廠向需求側讓利程度，隨供需比例變動及煤炭價格高位運行，基本呈現出逐漸縮小的趨勢，如圖 57 所示。

具體到電廠的讓利規模時，不僅要考慮到結算平均價差，同時還需考慮每個月的成交電量。我們根據月度成交數據測算，廣東 2-12 月售電競爭市場電廠向用戶讓利的規模分別為 1.89 億元、4.10 億元、2.06 億元、1.11 億元、1.19億元、3.24 億元、1.32 億元、1.51 億元、2.57 億元、1.53 億元和 1.51 億元，2-12 月份電廠平均讓利 0.069 元/kWh。

各月供需雙方申報電量走勢如圖 58 所示。

2017 年初，廣東售電市場正式採用統一邊際價格出清方式成交的新規則，且供需比相對較高，致電廠讓利明顯。

廣東電力交易中心對 4 月份集中競爭交易規則進行了調整：需求方申報電量低於 400 萬 kWh 的部分，其電量申報價格不能用於計算成交價差。以及企業對規則的不斷適應，極端報價情況有所緩解，供需雙方日趨理性，結算成交價差偏低的現象有所緩和，電廠讓利壓力有所減弱，5、6 月份發電側讓利幅度均穩定在 0.05 元/kWh 以下。

我們認為，對於 2017 年廣東售電競爭市場而言，報價與策略對成交電量影響較大，具有發電資源優勢企業可有效把握電廠讓利心理，佔據一定信息優勢。全年共有 149 家售電公司實際成交，華潤電力、深圳能源、粵電力旗下售電公司領跑該細分市場，合計佔據 31.4%份額，如圖 59 所示。

售電公司獲取兩成讓利，競爭有望日趨激烈。據 2017 年廣東電力市場交易半年報披露，截至 2017 年 6 月底，廣東電力市場准入主體 3896 家，同比增長 207%，其中電力用戶 3514 家，同比增長 225%，售電公司 332 家，同比增長 118%。

各月結算情況如圖 60 所示。

廣東電力交易中心於 2017 年 11 月 10 日發布《關於開展 2018 年雙邊協商交易校核工作的通知》，提出，「校核後的規模按 1000 億千瓦時控制」。廣東 2018 年雙邊協商電力交易規模大概率為 1000 億 kWh，同比增長 19.5%。加上月度競爭電量，我們預計，廣東 2018 年直接交易電量(直購電)將達到 1300~1500 億 kWh，同比增長 17.3%~35.3%。

那麼，短期誰在受益?長期誰將受益?

結合廣東 2017 年售電市場的成交結果來看，短期誰受益這一問題已經很明顯。售電市場規模持續放大，度電降價幅度較 2016 年或有所收斂，但總體來看，電廠讓利體量持續放大;從售電側分成來看，售電公司僅取得 2 成收益，而且電量份額高度集中於少數具有發電資源的電力公司手上，售電公司之間的競爭可謂日趨激烈。

放眼長期，誰將受益?

我們認為， 電改 不等同於 一味降電價，就其意義，重申前文提到的三點：1)為用戶提供物美價廉電力服務;2)不同電源同台競價，促進優勝劣汰，優化國內電源裝機結構;3)還原電力商品屬性，發揮應有價格體系對資源配置作用。

基於此，我們認為除了電力用戶之外，電力企業、售電商亦有望受益。

本輪電改中，電力企業主要承擔了讓利的角色，但這一切都是基於標杆上網電價去看的，從廣東 2017 年的經驗來看，全年度電讓利幅度較 2016 年有所收窄，這也反映出火電企業成本上升的事實。隨著直接交易規模的逐步擴大，標杆上網電價對於各方的影響將會淡化，電力企業可以通過電力市場直接交易轉嫁一定的成本上升，另外不同類型電源裝機同台競價，將使具有經濟優勢和環境優勢的電力機組脫穎而出，獲取更多的發電機會。長期來看，我們認為，具有優質發電資產的電力運營商將受益，其有望在公平有效的競爭機制下脫穎而出，而國內電源裝機結構將向更具經濟性、更具環境友好性的方向發展。

從售電公司分成比例的變動，我們可以看出， 售電公司的競爭在逐步加劇，主要因為現有售電商的 業務 模式還停留在依靠報價策略獲取更多電量的階段。如果僅把電價作為競爭的唯一關注點，售電商的生存狀況是堪憂的，因為在這一過程中，它們並沒有提供有效的增量服務。但是，售電商所能提供的潛在服務是多元化的，包括電網節能、合理優化電力負荷需求等，能夠有效把握用戶需求，提供增量服務的售電商有望長期受益。

基於前文分析，我們認為，長期來看，售電商的業務模式將趨於多元化，深度綁定用戶、可有效提供增量服務的售電商，有望分享電改紅利。建議關注深度布局用電服務、節能服務和售電服務的標的，如：智光電氣，以及有望在公平有效的競爭機制中脫穎而出的優質電力運營企業，如：粵電力 A、深圳能源等。

3. 國內其他地區的電改推進

目前隨著各地陸續開展售電改革，廣東作為國內售電改革先行者，其獲得的實際性進展將為其他地區提供大量經驗。據南度度(微信公眾號)報道，2017 年各地(不限於此)開展的電力交易結果如下：

山東電力交易中心組織完成 21 批次跨區跨省電力直接交易，達成交易電量 167.77 億千瓦時，同比增長 43.94%;組織完成 14 批次省間電力直接交易，達成交易電量 774.67 億千瓦時，同比增長 50.17%。

廣西組織開展省內 11 個重點行業的 22 批次市場化交易，年度累計簽約電量近 400 億千瓦時，同比增長 1.9 倍;組織開展了 3 批次增量掛牌和 1 次增量專場，總成交電量 60 多億千瓦時。

福建 2017 年年度電力直接交易准入的發電企業共 14 家，電力用戶共 343 家。福建省 2017 年首次年度直接交易成交電量(用戶側)總計 311.97 億千瓦時。通過本次年度直接交易，332 家電力大用戶合計降低用電成本約 14.19 億元，用電價格平均下降 4.55 分/千瓦時。

江蘇省共有 41 家發電企業和 102 家電力用戶及售電公司參與集中掛牌交易，最終成交電量 15.23 億千瓦時，成交均價 372 元/兆瓦時。

2018 年各省交易規則紛紛出台，電力市場化直接交易將持續推進。截至 2017 年 1 月底，相繼有 16 個省份公布了 2018 年電力市場直接交易的方案，各省交易電量規模持續放大，電源結構逐步多元化，核電、水電、風電、光伏等多種電源有望持續參與市場化競爭。各省交易要點如表 24 所示：

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