售电公司的业务模式趋于多元化，未来谁将更受益?

2018-04-08 10:00:23 浙商证券　点击量：评论 (0)

回顾 2017 年，电力体制改革，尤其是售电领域的改革，在全国多个地方出现推动。展望未来，我们认为，这仍是能源领域的重要发展方向。1

回顾 2017 年，电力体制改革，尤其是售电领域的改革，在全国多个地方出现推动。展望未来，我们认为，这仍是能源领域的重要发展方向。

1. 政策持续支持电改推动

我国本轮电力体制改革(简称“电改”)之启动时点，可追溯至 2015 年。2015 年 3 月 15 日，中共中央、国务院发布了此轮电改的纲领性文件——《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9 号)文件(简称“9号文”)。业界普遍认为，这是继 2002 年“厂网分离”以来，我国在电改领域颇具里程碑意义的举措。

9 号文明确了深化电力体制改革的重点和路径：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立，规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究，进一步强化政府监管、电力统筹规划，以及电力安全高效运行和可靠供应。

此后，国家发改委与各地有关部门陆续发布相关政策文件，进一步细化改革内容，如附录 III 所示。截至 2017 年底，全国范围内除西藏外，其他省区均有获得国家发改委批复的电改方案。

在以上众多涉及电改的政策文件中，我们认为，国家发改委、能源局于 2017 年初下发《电力中长期交易基本规则(暂行)》(简称《规则》)最具实操层面的指导意义，其为在全国范围内开展电力交易提供指引性标准。依据规则指引，我们认为，我国电改将具有以下三大趋势：

首先，对发电企业并无特殊准入条件规定， “绿色售电”前景广阔。《规则》中对发电企业准入要求主要为两点：

其一，合法，即依法取得核准和备案文件，取得电力业务许可证(发电类);其二，符合国家产业政策，国家规定的环保设施正常投运且达到环保标准要求。值得一提的是，《规则》并没有对发电机组类型、装机容量等作细化要求，因此原则上各类型电源均可以参与到电力中长期交易当中。结合我国支持清洁能源发展的大战略，我们预计，未来清洁能源在售电领域的参与将趋于活跃。结合德国、美国等售电市场化先行者的实践经验，“绿色售电”颇具前景。

其次，参与用户将全电量入市，电力直接交易规模有望持续放大。《规则》规定电力用户本着自愿原则参与电力市场交易，但选择参与市场交易后需全部电量进入市场，不得随意退出，取消目录电价。符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底供电企业)购电。2017 年广东直购电规模总计 1108.45 亿度，相当于该省省 2016 年全社的会用电量的 20%，直购电规模仍然有限。参考广东经验，如果后续符合准入条件用户能够选择电力市场中长期交易，电力交易规模有望持续放大，极限情况有望达到全社会用电量 80%。

最后，发电企业可通过“ 限价放开+ 全电量交易” ”。，在一定范围内转移成本。《规则》规定，双边协商交易原则上不进行限价，而集中竞价交易为避免市场操纵及恶性竞争，对报价或结算价格设置上下限。我们认为，该规定在目前煤炭价格上行导致发电企业成本增长的现实背景下具有一定现实意义，取消限价、给予一定的电价上浮，将有效缓解发电企业成本压力。而用户全电量交易，以及取消目录电价，也限制了其通过目录电价从电网购电的途径，为发电企业转移成本提供一定可操作性。

2. 售电改革之广东范本：2017 年成交量持续放大，竞争加剧

此轮广东售电市场月度竞争交易始于 2016 年 1 月 22 日，2017 年月度交易市场渐趋活跃，市场竞争主体越趋多元化。总体来说，在此轮电改浪潮中，广东迄今领跑全国。下文便以广东为范本，从交易规则、交易结果、出现的问题等多个方面，予以分析。

广东售电市场交易依据《广东电力市场交易基本规则(试行)》(南方监能市场【2017】20 号)，市场参与者为发电侧的发电企业以及用户侧的售电公司与电力大用户。2017 年度广东省内省级及以上调度火电机组全部参与市场化交易，而截至 2017 年底，广东省内售电公司数量已达 355 家，较 2016 年底增加 158 家。2018 年，广东省内核电机组将参与年度长期协议(简称“ 长协 ”) 竞价交易，后续多种类型电源装机有望同台竞价。

我们经过研究，总结了 2017 年度广东省电力直接交易市场的主要规则和特点，如下。

1 、双边协商+ 集中竞价

广东市场化电力交易由年度长期协议电量交易和月度集中竞价交易组成，其中，2017 年年度长协交易在 2016 年底即以发电侧与用户侧双边协商的方式定调，执行层面的成交电量拆分到 2017 年的每个月进行。

长协电量的月度分解量需求不足部分，由发电企业和用户侧的售电商和大客户通过月度集中竞价交易补充。月度交易流程如图 55 所示。

根据《广东电力市场交易基本规则(试行)》指引，符合市场准入条件的广东电力大用户可选择以下两种方式之一参与市场交易：(一)参加批发交易，即与发电企业开展年度双边协商交易，直接参与月度集中竞争交易，但需放弃目。录电价购电的资格。(二)参加零售交易，即全部电量在同一时期内原则上通过一家售电公司购电，分享部分利润给售电公司，但保留按照目录电价购电的权利。

省内发电企业集中竞争申报电量上限，按以下步骤确定：

(一)按照年度与月度市场供需比一致的原则确定发电企业月度市场电量的上限，减去选择物理执行的月度双边协商交易电量后，得到参与月度集中竞争交易的申报电量上限。

月度市场交易平均小时数=月度市场用户总用电需求/B 类机组扣除检修后的总可用装机容量燃煤发电企业月度市场电量上限=燃煤发电企业扣除检修后的可用装机容量×月度市场交易平均小时数×[k0-k1×(发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗)/全省平均发电煤耗](其中，k0 与 k1 为交易参数，以调整每月参与竞价的月度电量上限)发电企业月度集中竞争申报电量上限=月度市场电量上限-选择物理执行的月度双边协商交易电量

(二)根据各发电企业集中竞争申报电量，计算各发电集团所占的电量市场份额。当电量市场份额不满足集中竞争交易有效开展的要求时，则调增 k0，相应增加各发电企业月度集中竞争申报电量上限，直至满足防范发电侧市场力的要求。

2 、统一边际价格出清机制

从 2017 年 1 月(对 2 月电量进行竞价)起，广东月度电量集中竞价采用边际价格统一出清方式成交，按照“月结月清”的偏差结算方式进行结算。其中，交易参数 k0 暂定为 1.25，k1 暂定为 0.25。用户只要略高于出清价，就可以以市场统一的价格进行结算。

统一出清机制原理是：由发电侧报价形成供给曲线，售电侧报价形成需求曲线，供需曲线相交的点即为出清价格。

所有发电商或售电商均按此价差进行结算( 如前文图图 1 中虚线所示)。其中，低价供应方和高价需求方可以优先成交。

我们认为，统一出清规则制定的初衷在于降低供需双方博弈，使电力交易市场能够有效反映潜在的电力供需情况，但在执行中出现了偏离预期的情形。在 2017 年初首轮月度竞价时，供需比例高达 2:1，供方过剩较为明显，部分需求方以较少的电量压低成交价格导致结算价差偏低。为了缓和供需矛盾，广东电力交易中心发布了《关于开展 2017 年 4月份集中竞争交易的通知》，对交易规则进行了调整，要求：于需求方申报电量低于 400 万千瓦时的部分，其电量申报价格不能用于计算成交价差。

3 、偏差结算

从 2017 年开始，广东售电结算规则由返还结算规则改为偏差结算。据 2016 年 12 月 7 日发布的《2017 年广东省有序放开发用电计划及电力批发交易有关工作安排》，参与批发市场的电力大用户和售电公司允许偏差范围为±2%，即月度市场电量偏差±2% 以内的电量免于考核，偏差±2% 以外的电量按照 2 倍的月度集中竞争交易成交价差绝对值进行考核。其中，月度市场电量= 年度双边协商月度分解电量+ 月度集中竞价电量。

正偏差结算：当用户实际用电量超过月度市场电量时，偏差范围内的，公司按照月度集中竞争交易成交价差结算，不进行考核;偏差范围外，公司按月度集中竞争交易成交价差绝对值结算，即按照 2 倍的月度集中竞争交易成交价差绝对值进行考核。

负偏差结算：当用户实际用电量小于月度市场电量时，偏差范围内，按照月度集中竞争交易成交价差结算，不进行考核;偏差范围外的参与公司按月度集中竞争交易成交价差绝对值的 3 倍结算。

以上为规则原内容，限于篇幅，我们在附录 IV 中通过合理假设的案例予以分析。

纵观 2016、2017 年广东在售电改革方面的尝试，可以“曲折中前行”概括之。尽管业界对于相关规则有一定争议，但我们认为，电改的大趋势是不可逆的。我们分析认为，影响规则变动的核心因素，在于决策层如下战略考量。

首先，开展电力市场竞争，让用户能够以更低的价格，获取更为优质的电力服务。

其次，让不同类型电源同台竞价，并解决好经济效益与环境效益的平衡问题，让更经济、更优质、更环保的电源品种得到应有的发展，从而减少规划层面对于广东乃至全国电源结构装机的影响。

最终，还原电力本身的商品属性，使电力价格能够在一定程度上反映供需现状、成本现状，并在这一过程中尽量限制操纵、垄断，做到有效、充分竞争。

广东 2017 年电力市场长期协议于 2016 年 12 月签订，总成交电量 837.05 亿度，为 2016 年长期协议交易电量的 3倍左右，的年度长协占本年度直接交易电量的 75% 左右。成交价差为-0.0645 元/度，相较于 2016 年 3-9 月平均-0.0731元/度的成交价差有所缓和，电厂售电侧释放电改红利 54 亿元。

2017 年交易共有 60 家发电企业、82 家售电公司、6 家电力用户参与，其中售电公司总成交电量为 815 亿度，占双边协商交易规模的 94%，成交量前 7 名售电公司均为首批公示售电公司，分别为：广东粤电电力销售公司、华润电力(广东)销售公司、华能广东能源销售公司、深电能售电公司、深圳能源售电公司、恒运综合能源销售公司、穗开电业，它们大多在发电资源与客户资源方面具有明显优势，合计市场份额 53.6%，如图 56 所示。

2017 年 2-12 月，广东共开展 11 次月度电力市场直接交易，共完成交易电量 319.58 亿度。统一出清价差代表电厂向需求侧让利程度，随供需比例变动及煤炭价格高位运行，基本呈现出逐渐缩小的趋势，如图 57 所示。

具体到电厂的让利规模时，不仅要考虑到结算平均价差，同时还需考虑每个月的成交电量。我们根据月度成交数据测算，广东 2-12 月售电竞争市场电厂向用户让利的规模分别为 1.89 亿元、4.10 亿元、2.06 亿元、1.11 亿元、1.19亿元、3.24 亿元、1.32 亿元、1.51 亿元、2.57 亿元、1.53 亿元和 1.51 亿元，2-12 月份电厂平均让利 0.069 元/kWh。

各月供需双方申报电量走势如图 58 所示。

2017 年初，广东售电市场正式采用统一边际价格出清方式成交的新规则，且供需比相对较高，致电厂让利明显。2、3 月广东电力市场竞价交易申报电量供需比例分别为 2.15 和 1.92，售电侧电力供给严重大于需求，导致统一出清价差为分别-189.450 厘/kWh、-101.500 厘/kWh，发电侧让利明显。

广东电力交易中心对 4 月份集中竞争交易规则进行了调整：需求方申报电量低于 400 万 kWh 的部分，其电量申报价格不能用于计算成交价差。以及企业对规则的不断适应，极端报价情况有所缓解，供需双方日趋理性，结算成交价差偏低的现象有所缓和，电厂让利压力有所减弱，5、6 月份发电侧让利幅度均稳定在 0.05 元/kWh 以下。

在 7 月份电力竞价的前几天，广东电力交易中心为完善广东电力市场体系，发布了《广东电力市场发电合同电量转让交易实施细则(试行)》，指出符合条件的全部燃煤机组、热电联产燃气机组可作为出让方或受让方参与广东发电合同电量转让交易。我们认为，此细则的发布在一定程度上影响了发电侧的报价心理，降低其市场博弈动力，从而导致 7 月份需求方申报电量全部得以成交，统一出清价差扩大到-115.000 厘/kWh。

我们认为，对于 2017 年广东售电竞争市场而言，报价与策略对成交电量影响较大，具有发电资源优势企业可有效把握电厂让利心理，占据一定信息优势。全年共有 149 家售电公司实际成交，华润电力、深圳能源、粤电力旗下售电公司领跑该细分市场，合计占据 31.4%份额，如图 59 所示。

售电公司获取两成让利，竞争有望日趋激烈。据 2017 年广东电力市场交易半年报披露，截至 2017 年 6 月底，广东电力市场准入主体 3896 家，同比增长 207%，其中电力用户 3514 家，同比增长 225%，售电公司 332 家，同比增长 118%。目前在获得准入的 3896 家市场主体中，已在广东电力市场交易系统注册登记 3620 户，占 92.91%。上半年，电厂让利 35.92 亿元，售电公司获利 6.21 亿元。用户已获利 26.8 亿元，售电公司与用户分成比例约 2:8。各月结算情况如图 60 所示。

广东电力交易中心于 2017 年 11 月 10 日发布《关于开展 2018 年双边协商交易校核工作的通知》，提出，“校核后的规模按 1000 亿千瓦时控制”。广东 2018 年双边协商电力交易规模大概率为 1000 亿 kWh，同比增长 19.5%。加上月度竞争电量，我们预计，广东 2018 年直接交易电量(直购电)将达到 1300~1500 亿 kWh，同比增长 17.3%~35.3%。我们合理假设，广东 2018 年全社会用电量将达到 6300 亿 kWh 左右，则直购电规模占比在 20.6~23.8%之间。

那么，短期谁在受益?长期谁将受益?

结合广东 2017 年售电市场的成交结果来看，短期谁受益这一问题已经很明显。售电市场规模持续放大，度电降价幅度较 2016 年或有所收敛，但总体来看，电厂让利体量持续放大;从售电侧分成来看，售电公司仅取得 2 成收益，而且电量份额高度集中于少数具有发电资源的电力公司手上，售电公司之间的竞争可谓日趋激烈。

因此，我们认为，电力用户无疑是本轮电改的最大受益者，而且随着电改的逐步推进，除了电费成本的节省外，用户还有望获得更加物美价廉的电力服务。

放眼长期，谁将受益?

我们认为，电改不等同于一味降电价，就其意义，重申前文提到的三点：1)为用户提供物美价廉电力服务;2)不同电源同台竞价，促进优胜劣汰，优化国内电源装机结构;3)还原电力商品属性，发挥应有价格体系对资源配置作用。

基于此，我们认为除了电力用户之外，电力企业、售电商亦有望受益。

本轮电改中，电力企业主要承担了让利的角色，但这一切都是基于标杆上网电价去看的，从广东 2017 年的经验来看，全年度电让利幅度较 2016 年有所收窄，这也反映出火电企业成本上升的事实。随着直接交易规模的逐步扩大，标杆上网电价对于各方的影响将会淡化，电力企业可以通过电力市场直接交易转嫁一定的成本上升，另外不同类型电源装机同台竞价，将使具有经济优势和环境优势的电力机组脱颖而出，获取更多的发电机会。长期来看，我们认为，具有优质发电资产的电力运营商将受益，其有望在公平有效的竞争机制下脱颖而出，而国内电源装机结构将向更具经济性、更具环境友好性的方向发展。

从售电公司分成比例的变动，我们可以看出，售电公司的竞争在逐步加剧，主要因为现有售电商的业务模式还停留在依靠报价策略获取更多电量的阶段。如果仅把电价作为竞争的唯一关注点，售电商的生存状况是堪忧的，因为在这一过程中，它们并没有提供有效的增量服务。但是，售电商所能提供的潜在服务是多元化的，包括电网节能、合理优化电力负荷需求等，能够有效把握用户需求，提供增量服务的售电商有望长期受益。

基于前文分析，我们认为，长期来看，售电商的业务模式将趋于多元化，深度绑定用户、可有效提供增量服务的售电商，有望分享电改红利。建议关注深度布局用电服务、节能服务和售电服务的标的，如：智光电气，以及有望在公平有效的竞争机制中脱颖而出的优质电力运营企业，如：粤电力 A、深圳能源等。

3. 国内其他地区的电改推进

目前随着各地陆续开展售电改革，广东作为国内售电改革先行者，其获得的实际性进展将为其他地区提供大量经验。据南度度(微信公众号)报道，2017 年各地(不限于此)开展的电力交易结果如下：

山东电力交易中心组织完成 21 批次跨区跨省电力直接交易，达成交易电量 167.77 亿千瓦时，同比增长 43.94%;组织完成 14 批次省间电力直接交易，达成交易电量 774.67 亿千瓦时，同比增长 50.17%。

广西组织开展省内 11 个重点行业的 22 批次市场化交易，年度累计签约电量近 400 亿千瓦时，同比增长 1.9 倍;组织开展了 3 批次增量挂牌和 1 次增量专场，总成交电量 60 多亿千瓦时。

福建 2017 年年度电力直接交易准入的发电企业共 14 家，电力用户共 343 家。福建省 2017 年首次年度直接交易成交电量(用户侧)总计 311.97 亿千瓦时。通过本次年度直接交易，332 家电力大用户合计降低用电成本约 14.19 亿元，用电价格平均下降 4.55 分/千瓦时。

江苏省共有 41 家发电企业和 102 家电力用户及售电公司参与集中挂牌交易，最终成交电量 15.23 亿千瓦时，成交均价 372 元/兆瓦时。

2018 年各省交易规则纷纷出台，电力市场化直接交易将持续推进。截至 2017 年 1 月底，相继有 16 个省份公布了 2018 年电力市场直接交易的方案，各省交易电量规模持续放大，电源结构逐步多元化，核电、水电、风电、光伏等多种电源有望持续参与市场化竞争。各省交易要点如表 24 所示：