独家专访|胡佳：独立售电公司的未来在哪里？（上）
如果用一个关键词来形容中国的电力行业，那就是转型。从计划到市场，从中长期交易到现货交易，新知识周期开启，一切坚固的东西都烟消云散了。如果用一个关键词来形容胡佳，也是转型。这位2004年雅典奥运会男子10
如果用一个关键词来形容中国的电力行业，那就是“转型”。
从计划到市场，从中长期交易到现货交易，新知识周期开启，“一切坚固的东西都烟消云散了。”
如果用一个关键词来形容胡佳，也是“转型”。
这位2004年雅典奥运会男子10米台冠军，2010年进军节能行业，2016年转战售电，2017年创办专注于电力市场的互联网公司汇电云联。跳水、节能、售电、互联网，胡佳的每一步都走得出色但又似乎出人意料。
当转型的行业遇到跨界的人生，会演绎怎样的精彩？
这是一个约了一年的采访。独立售电公司的价值何在？下一步怎么发展？如何备战现货市场？零售市场和批发市场如何共同演进？互联网能给电力行业带来什么？这些大家最关心的问题，我们一一问了胡佳。
壹条能：新一轮电改至今，应该说，广东的售电市场最为活跃，但现在可能到了一个关键节点，售电公司，尤其是独立售电公司，普遍在思考，下一步何去何从。
胡佳：的确，这是一个机遇与风险的问题，关键词是转型，但我们还是要先看发电侧。电改初期，市场电量规模逐步扩大，供需关系与竞争强度形成了现在的市场，价格成了最关注的焦点，电源优质的发售公司毫无疑问是具有竞争力的。但从长远来看，发电侧也面临转型，市场会倒逼发电企业优化资产配置，调整电源结构，但优化资产端从目前来看还是存在一些不确定性的，首先煤机在政策上是受限的，天花板很清晰；气机受到气源、气价和运行方式的约束，边际贡献有限；水电、光伏和风电好的资源都在西部地区，且绿证目前有几个关键词：一是限定于非水清洁能源（即地面光伏和陆上风电），二是分布式能源不纳入，三是和碳市场不挂钩，四是不超过国家补贴。综上来看，资产端转型需要时间、政策和市场机制。
另一个路径是增量配网和多能互补综合能源服务。园区型项目需要去判断哪些是好项目，这涉及当地政策、营商环境、合作模式，新增园区招商引资是否顺利，企业何时投产，用电何时上量，综合能源按照什么标准收费，这些都是大难题，上这些项目需要具备天时地利人和的条件，但招商引资的时间周期是不可控的。从宏观上来讲这是所有地方政府都要面对的经济问题，现在面临的大环境是经济平稳增长期，而不是高速增长期。
大家都说，独立售电公司要做增量配网、智能微电网、多能互补和综合能源服务，听起来很美妙，但实际上难度还是挺大的。节能服务行业从1997年发展至今，高峰期时也达到了过万家企业，现在年会活跃的约一千家左右，大部分都转型做综合能源服务，它的风险在于项目如何配置资金，多长时间的资金，成本多少，你的用户是谁，它信用如何（支付信用），是否有稳定固定的营收作为支撑，项目能否资产证券化，上市公司还要关注负债率。如果是一个独立项目，例如光伏或三联供的分布式能源项目，可能还比较容易设计，但一个园区综合项目有更多复杂性，不确定的风险更大，当然我们也看到有并购基金结合上市公司布局园区增量市场，这是个不错的组合，但要谨慎选择项目，设计好项目结构，做好风控，并且尽可能充分运用金融工具实现资金安排或证券化。节能行业也出现过部分公司在高速发展过程中由于一两个大型综合能源项目的风控没做好而导致公司现金流断裂，甚至有上市公司接近退市的风险。
节能行业的公司，进入电力市场是基于风险和寻求转型，电改后电要恢复商品属性，目录电价要取消，节能行业合同能源管理模式下的所有合同都是以目录电价作为结算标准，合同会出现结算风险，进入电力市场一是适应市场新环境，二是调整商业模式寻求转型。当进入市场后才发现，除了电力交易和结算，其他的问题都是老问题。
但有一个点我认为是转型的重点，就是电改让整个场景发生了巨大变化，在这个场景下供给侧、需求侧和市场产生了多个维度的交互，在未来我们能看到电力商品和服务有了辅助交互的价值，在实时交易的场景下，电力商品有时间和空间的特征，更多因素会影响价格，看似同质化的电有了差异化，而交互变得非常重要，当然需要围绕市场需求设计好商业模式，构建完整的闭环，关键词是：资源、资本、多元化的团队、快速布局的能力和灵活有效的机制。
壹条能：在您看来，售电公司尤其是独立售电公司未来的发展路径在哪里？
胡佳：准确来说应该是售电公司需要具备哪些能力。
第一个肯定是交易能力，电力市场化，上游煤价、气价和运价的波动，以及宏观经济、政策法规、网络约束和气候变化等因素都会对市场产生影响，未来电力市场的交易品种也会越来越丰富，售电公司必须要有好的交易团队对市场进行多个维度的分析，做好数据仿真和压力测试形成套餐，对用户进行画像分类，通过错配完成交易组合，同时还要有能效数据的解决方案应对偏差风险，这是售电公司必须要具备的能力，但只通过购售电贸易和交易实现的盈利能力是有限的。
第二个是金融能力，电力市场的金融服务可以分成两类，一类是传统金融，即是传统的金融服务产品在电力市场场景下的应用；第二类是电力金融，这需要团队对电力市场有充分理解和精算能力，现阶段市场有一些产品是可以设计来对冲合同或价格风险的，未来我们可能会看到这样一类公司，场内交易结合场外对冲产品，通过博弈来实现对冲获利，但这需要成熟完善的电力金融市场作为基础。我个人认为，中国的电力市场短期内应该不会高度金融化，因此它的产品空间和获利能力也是有限的。
第三个是资源能力，例如做天然气供应和供热的企业布局售电，他们是具备一些优势的。这些独立公司虽然没有电源，但有多年的用户积累，用户粘性更强，入口容易打通，产品有核心竞争力。资源型有很多种，很多公司都有其他的主营业务做支撑，售电只是一个业务板块而已。
独立售电公司未来的方向是什么？这个问题很难回答，还是要看企业的能力与基因吧。现在讲售电公司是什么类型的公司，可能只是刚刚进入市场时它具备哪些基因和优势。而且这不单只是独立售电公司的问题，服务、交易、金融和资源这四种类型是所有售电公司都要做的能力建设，当然还有市场营销的能力建设和品牌建设，这些独立公司会做，发售公司同样会做，未来能有核心竞争力的一定是综合能力更强的公司。市场竞争很残酷，独立公司如果不能在较短时间内完成综合能力的建设，那这些公司只是时代的过客，迟早要被淘汰。
壹条能：广东现在又到了长协大战的时候，大家对去年的大战应该说记忆犹新，发电、售电、用户三方都很头疼，为什么会出现这种局面？
胡佳：这是个值得分析的市场问题，供需关系和竞争强度决定了市场环境，价格是买卖双方博弈的结果。去年一个用户说过一段印象很深的话：“售电这个事历经2个多月，上百家售电公司上门，价格从3分到6分多，什么时候是个头啊，现在根本就不敢签约，怕签早了吃亏。”去年大部分用户应该都是这个心态，在选择时也很难受。而供给侧其实也同样难受，市场没有形成标准，买卖双方在博弈，售电公司之间在竞争，什么是合理价格？很难界定，你出4分就会有5分，就会有6分，直到长协交易截止后才知道，这个是最高价，这是平均价。而独立售电公司两头在外，只会更难受。
而今年的情况会更加复杂，市场有了几个价格信号，一个是2017年的长协均价信号，第二个是每月竞价的价格信号，第三个是煤炭、天然气等能源材料价格，这三个信号影响着用户的价格预期，也决定了长协大战的开局，价格信号让市场有了一个衡量的标准，开局会围绕这个标准上下浮动。但问题是2018年的长协供需比调整到1.1，竞争强度有所下降，价格有回收趋势，签约时间又很短，但用户的价格预期仍然居高不下，还有部分售电公司为保持竞争力报出高价迎合用户预期，倒逼发电侧兑出高价，那用户侧博弈的底线是什么？发电侧的底线又是什么？
再提一个现象，除了极少的用户追求分毫必追和哄抬心理，大部分用户都有一个合理的价格预期。但售电侧的激烈竞争反过来刺激了用户预期，加剧了用户的博弈心理。无论你报什么价格用户都会犹豫或再等上一阵，总有不淡定的公司会再冲上去报价形成无序竞争，直到长协交易截止。
那独立售电公司的目标真的清晰吗？在当前的煤价环境下，发电企业的平均可承受能力是多少？售电侧竞争是否会触及发电侧可承受能力的底线，导致极端情况的产生？价格冲击到边际还有多少价差空间？独立售电公司又该如何生存？
总体来说今年独立售电公司难度会更大，信息透明了，环境复杂了，门槛提高了，价差缩小了，要更加严谨的做好市场预判和边际测算，在产品设计上要做好组合错配和风险防范。独立售电公司如果只会通过高价去迎合用户乃至获取用户，形成了激烈的价格战，这样的公司风险也很大，世界经济史上有太多这样的案例给我们借鉴，违背了市场规律会产生怎样的结果？
壹条能：要突破这种局面，可能需要现货市场来支撑。
胡佳：市场建设并非一日之功，这是必须要经历的阶段。前面我们讲的是市场和博弈的问题，这里我们讲一个产品和选择的问题。
当前市场的交易品种有年度双边协商（即年度长协，年度长协又分为场外双边协商交易和场内挂牌集中交易）、月度集中竞争（即月度竞价）和发电权转让，售电套餐主要是围绕年度长协和月度竞价设计的，而目前的交易只是电量交易，不带负荷曲线，没有形成电力交易的特征，用户主要是根据长协的绝对价格和竞价的保底加分成来判断决策。如果售电套餐仅仅只是价格高低这么简单当然好选择，价格在3分到6分时，那用户一定会通过博弈去选择那个6分的产品。但是当长协价格到了边际，竞价难以预测的场景下，套餐围绕6分到7分之间浮动，形成的是多个组合，例如：套餐一是长协6.7分，竞价100%收益归用户；套餐二是全电量保底6.5分，超出部分90%归用户；套餐三是全电量保底竞价加权均价的80%，超出部分100%归用户；套餐四是全电量保底竞价加权均价100%，超出部分50%归用户。请问这四种套餐用户该怎样选择？如果这样的套餐有100种，那用户又会怎样去决策？
再讲产品设计的问题，前面我们讲过2017年电力市场的三个价格信号影响着用户对明年的价格预期，以上四款套餐就是我们根据这三个价格信号和用户需求为售电公司设计的，这四款套餐都是经过边际测算和压力测试的，看似没有那么高的绝对价格，但由于高保底和100%分成，用户不管选择哪一种都不会太吃亏，因为都是边际价格套餐，无论在长协还是竞价用户都能够收益最大化。
这仅仅只是针对当前电改初期的场景下设计的产品，只有年度交易和月度交易的品种来支撑，如果现货市场开放，交易品种增加了日前交易、日内交易和实时交易，再匹配辅助服务市场和容量市场的支撑，电力市场会有更多的价格信号作为对标来设计产品套餐，场外也会衍生更多的金融产品进行风险对冲。这时用户又该如何选择？
第三个问题我们讲场景与生态，在当前的场景下售电公司只能根据发电侧和用户侧的博弈进行交互，结果就是激烈的绝对价格博弈。我们是否可以做一个这样的畅想，就是电力市场需要培育一帮电改玩家的角色，发售一体有玩家，独立公司有玩家，用户侧更需要玩家，形成各方主体的资深玩家后，让市场更加强调交易能力、产品设计和风险对冲的技能，电改玩家就如同淘宝的网红经济一样，各自形成一个小的体系，它能够在电力市场形成一个自然协同发展的效应，让用户成为资深玩家去引领用户形成自然的生长，逐渐形成一个相对有序健康的环境，那时要考虑的就是市场效率问题了。
待续
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