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售电公司简介第1篇：什么是售电公司售电公司如何盈利和运营 什么是售电公司？为什么需要引入售电公司？售电公司如何运营？售电公司盈利模式如何？未来的售电公司需要什么样的人才？看看本文，也许你就知道了说到售电公司，电力系统外的人们或许会觉得这个名词很陌生。在普通人的眼里，售电公司应该就等同于国家电网或是南方电网。但是随着国内电改的逐渐推进，在不久的将来，向您收电费的那家公司或许不再是国网或南网了。 去年开始，“售电”这个词火了，先吃螃蟹的人们在市场中跃跃欲试，而圈外的人却对此很陌生。售电，不就是卖电吗？那怎么卖？为何要引入售电公司？售电公司的运营和盈利模式是怎样的？售电公司需要怎样的人才？本文作者曼彻斯特大学智能混合能源网络博士生KevinZhang为你解读“售电”的方方面面。 【无所不能文|KevinZhang】说到售电公司，电力系统外的人们或许会觉得这个名词很陌生。在普通人的眼里，售电公司应该就等同于国家电网或是南方电网。但是随着国内电改的逐渐推进，在不久的将来，向您收电费的那家公司或许不再是国网或南网了。 1）首先说说什么是售电公司？ 通俗地说，售电公司就是替你去跟发电厂议价，然后尽可能降低各位的用电成本，并自己从中分一杯羹。当前的售电公司角色是由国网和南网扮演的。 2）再说说为什么需要引入售电公司？ 有的朋友可能会说：“增加售电公司这一角色不是会提高整体成本，从而导致更高的电价么？” 首先这不是增加环节，而是打开售电环节，引入社会资本。当前电力的输配售都是由南网或国网完成的，所以存在客观垄断。各位用户没有选择或者说议价权，只能被动接受。但是多家售电公司的加入能引入市场竞争，让大家可以在不同售电公司之间选择你认为最便宜或者说最适合你的用电价格方案（注意供电质量不会因为售电公司的选择而改变，供电质量是由输配电公司保证的。）。 首先简要介绍一下开放市场下的电力买卖三步曲： 第一步最稳妥：用电者（买方）提前与发电厂（卖方）签订合同（bilateralcontract），写明你的用电时间（比如下午4点到5点）和需求幅值（比如50MW）。 第二步风险稍高：买方和卖方到电力市场（day-aheadmarketinUSandwholesalemarketinUK）里自行报价（blackbox形式），然后电力市场管理者根据供需关系决定哪些哪些卖方能发电，哪些买方能买到电。 第三步无控制权：电力市场管理者根据买方的实时用电情况（inbalancingmarket），随时命令卖方增发或者减发。只要买方所用电量跟前两步买下的电量不匹配（imbalance），就会遭受相应惩罚。而且这个惩罚的力度是由市场运行状况决定的，买方没有控制权。 3）售电公司运营模式 首先谈谈作为对照组的直购电。 因为有一些大型工厂的用电需求的数值和时间较为固定，所以可以通过直购电模式直接打通发电企业和大型工厂之间的售电通道。所以售电公司在这一块应该是没什么作为了。 其实从上面对直购电的解释，可以看出需不需要售电公司有两个关键点： 用电需求是否足够大，足够稳定 用电时间是否固定 所以作为非工业用户，我们不能直接去跟发电企业签合同原因就在这里：负荷太小只是一小部分问题，关键是你没办法保证你每天有固定的用电习惯（比如你出去旅游了，你家里还会照常用电么？）。 所以这时候售电公司就出现了，他代替用户跟发电企业签合同。售电公司通过把多个用户的负荷叠加起来，可以利用diversityofdemand,得到一个较为稳定的负载曲线。如下图所示，左边为每一户使用天然气供暖的家庭的电力负载曲线，而右图为1000户家庭叠加后的结果。数据都是利用1中的我自己建的数学模型得到的。 你可以尝试再用另外1000个家庭的负荷叠加一次，差别跟上图不会太大。这种现象就是由用户用电习惯的随机分布性所造成的。 总结一下：售电公司就是一个替用户承担风险并获得相应收益的角色。他通过增加手中的用户数量以减少用户随机行为造成的负载变化。然后和发电企业签订主要负载供应合同（第一步），再留存少量空间根据用户负载变化提前一天买电（第二步），从而尽量减少实时市场上的强制买卖情况（第三步）。 4）售电公司的盈利模式 1）基础模式 电力体制改革刚起步，当前国内售电公司还普遍处于最基础的模式： 利用用户和发电之间高度的信息不对称，赚取差价。 利用国内特色的火电装机容量过剩，让作为买方的售电公司具有更高的议价权，压低火电利润空间。 当然售电公司如果只依靠以上两点“低”技术含量的经营方式，那么随着更多资本的进场，这类售电公司将被逐渐同质化，并最终苦苦挣扎。 2）进阶模式 由于给E.ONUK（E.ON是欧洲最大的几家能源服务企业之一）做过咨询，稍微了解下他们的经营模式： 作为能源服务的综合提供商，比如供电，暖还有天然气。 设计不同的能源套餐，隐性增加自己的利润。（一方面让消费者觉得赚到了，另一方面自己又闷声发大财，这才是艺术。） 拥有一些发电资产，对冲自己的购电风险和降低运营成本（独占了部分发电和售电之间的利差）。（英国是不允许售电公司拥有配电网资产的。） 做一些新能源技术的尝试，并推荐成熟的设备给自己的用户。 前三点应该都挺容易懂的。我谈谈第四点。因为帮E.ON做过电热泵（EHP）和供暖网络的项目，所以也做了些相关的负载曲线模拟，详细模型信息参考1。我像上面的图一样再次做了1000户居民的负载模拟，但是这次是带EHP的了： 你在上图里可以看到单一用户的用电频率变得更高（负载更紧密了），并且需求峰值更大了（从天然气供暖的单户4-5kW电力峰值提升至了这里的8kW）。所以售电公司通过给用户推荐新的电气设备，以提升售电量。并且加高了用电频率，使叠加后的负载潜在的变化更小（可以看到右边的总负载曲线更加平滑了），从而降低自身风险。 3）终极模式 说这是终极模式，是因为当前这些服务在全世界正在试行或是还在臆想ing. 推行实时电价，将风险转嫁至用户身上，自己赚取固定利差。 帮助用户控制电气设备，并为电网提供需求侧响应服务。 首先谈谈第一点。其实对于新能源发电企业来说是好事。实时电价是可以有意识的培养用户的用电习惯，将一些电气设备的运行延迟至凌晨。然后进一步推广电力系统的终极形态：需求跟着发电走（个人观点）。 第二点在国内的前景还不好说。因为B2C的接口从目前来看掌握在腾讯和阿里的手上，所以未来售电公司想要进入用户家里面“做点事情”的话，恐怕得看这两家的脸色。毕竟售电公司当前是不具备像谷歌那样布局Nest硬件到用户家中的能力。 添加了以上的增值服务后，是我现在能预见的售电公司终极盈利模式了。以后如果学到了什么新知识，我再更新。也欢迎各位知友在评论区里提建议。 最后打个比方，其实售电公司和移动、联通、电信这几家电信运营商的未来运营模式是有相似点的。 电信行业由铁塔公司承建发射塔，而电力行业则是由国网/南网建设输配电网。 电信运营商则专门负责流量套餐，而售电公司则送上能源套餐。 电信运营商弄点合约机啥的，而售电公司则是卖点分布式新能源设备（不包括PV，他们又不傻） 5）哪种类型的公司能在售电的竞争中最终获胜 这其实就是标题中所说的，售电到底是机会洼地还是陷阱。其实大家可以看到在国内注册售电公司，除了对资金有一定要求，硬件设备这一块并不是必须的。我来尝试通过英国的情况分析国内的潜在发展方向。英国原先有五家区域垄断的电力企业（EDF,E.ON,Npower,SSEandScottishPower）外加天然气垄断企业BritishGas，下文中用六大公司作为简称。 在英国电改后，政府允许公司跨区域和跨能源种类签约客户。放到国内通俗的说就是国网和南网能到对方的地盘签客户，还能买卖天然气。截至到2022年，在英国电力市场内活跃的居民用电售电公司约31家和非居民用电售电公司约43家（当然这两组数字之间有重复计算）2。 1）居民用电市场 大约90%的英国居民还是那六家曾经区域垄断公司的客户，当然“蛋糕的分配”出现了变化。下图是ofgem对于天然气和电力客户签约情况的一个描述（来源3）。 蓝线反映了曾经的区域垄断公司在自己区域的客户比例。我们可以看到是逐渐下降的。 红线则代表了，在某一区域，除曾经垄断的那家公司，另外五家大公司的客户占比。我们可以看到直至13-14年是由一个逐渐升高的过程。 绿线则代表了新晋独立售电公司的市场份额。通过一些“野路子”获得了小幅的增长。 所以不难得出结论：作为居民用户，虽然愿意更换自己的售电公司，但还是比较容易追逐品牌效应的。所以国网和南网售电业务上的份额可能会经历一段时间的下滑，但是接手的应该也是一些耳熟能详的大企业（比如发电集团，天然气服务公司和综合服务型的大企业）。当然小公司出一些野路子，让利于民，也不是不可能获得居民客户的。 2）非居民用电市场 这里所指的非居民用户代指工商业用户。下图是15年六月英国的工商业用户电力销售占比3。左边的nHH代表了小型工商业用户，而右边HH则是大型工商业用户。从图中我们可以读出一下几点： 相比六大公司在居民市场90%的份额，非居民市场里留给“后来者”的机会更多。 尤其是大型工商业客户，只有前四是传统垄断型能源公司。剩余了近37%的市场份额里，剩下两个垄断公司会分一点，然后都是由电力市场自由化之后加入的企业瓜分的。 所以得出第二点结论：后来者想要在售电市场有所作为，还是应专注于耕耘工商业售电市场。毕竟工商业用户电力需求量大，对价格更敏感。 3）盈利水平 报告3中给出了六大公司的息税前利润（EBIT）百分比，如下图所示。蓝线代表了居民用电市场的盈利水平，而红色代表了工商业用电的盈利情况。从图表中可以反映出两点： 六大公司在居民用电市场的盈利水平是慢慢走高的，更由于它们90%的市场占比，市场内的绝大多数利润都落入到它们手里。 六大公司工商业用电的利润则在逐渐下滑。个人认为是由于新加入的售电公司的价格战。 综上所述，绝大多数的售电市场份额还是会被有一定根基的大型企业拿走。而小企业可以尝试专注于发展工商业用户和建立独特的能源价格方案吸引一些居民用户。 6）未来的售电公司需要什么样的人才 这一块完全是从自己的知识角度去写，可能比较浅薄。 电力销售人员。国网和南网应该就有相关部门，我自己的大学同学就在类似的部门。 具有电力能源背景知识的计算机从业人员。能够进行数学建模，根据天气等其他因素准确预测客户的电力需求量（比如寒潮或是高温对用户电力需求的影响），以减少售电公司的买电量的边际误差。 能源价格方案设计者。这个其实也比较好理解。好的价格方案能够引导用户用电时间和习惯，提高公司自身的利润率以及降低自己在电力市场里的运营风险。 新能源设备的研究，运维及销售人员。我在上文也提到E.ON有自己的能源研发中心，会尝试研发推进一些新型技术，比如新型供暖网络的。以及利用自己的办公场所进行新能源设备的实地实验，比如我去伦敦参观过他们办公室下方的小型热电联产机组还有储热设备。 第2篇：组建售电公司流程 如何组建售电公司 按照我国现行法律法规，新成立的配售电公司如何才能拿到这个电力业务许可证核发（供电类）呢？需要满足哪些条件？需要准备哪些材料？需要什么流程？ 一、售电公司分三类 售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。同一供电营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该配电网经营权，并提供保底供电服务。同一售电公司可在多个供电营业区内售电。发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。 二、设立售电公司的准入门槛 考虑改革初期配套政策、监管机制和信用体系还有待持续完善，为培育合格的售电主体，保障改革有序推进，应设置必要的准入门槛。改革初期，准入门槛的设置不宜过低，确保其具备从事售电业务相适应的财务、技术、人员等条件。售电公司准入资产设定一定的水平，是为了防范改革初期售电市场的风险。从国外售电侧放开的经验来看，售电公司均需经过注册，在市场中应遵循准入和退出机制，确保售电市场规范运行。综合各方意见，关于推进售电侧改革的实施意见适当提高售电公司资产水平，并明确不同资产水平对应的年可售电量规模。可以经过一段改革实践后再进一步深化和细化准入机制。 三、售电公司的资产要求 四、售电公司组建程序 按照简政放权的原则，实施意见对售电侧市场的准入和退出机制作了创新性安排，这是新一轮电力体制改革中的一个亮点。准入机制方面，将以注册认定代替行政许可的准入方式，以降低行政成本，实现有效监管，提升工作效率，重点是“一承诺、一公示、一注册、两备案”。 五、电网公司参与竞争性售电业务，如何保证售电公司间公平竞争？ 20229号文提出多途径培育市场主体，并未禁止电网企业参与市场化售电业务。从国际经验来看，已实施售电侧放开的国家，一些国家允许配电网企业从事市场化售电业务。售电侧改革试点阶段，允许各地探索电网企业投资成立独立法人资格的售电公司，参与市场化售电业务，并在总结试点经验基础上，修订完善电网企业参与市场化售电业务相关政策。 六、电力业务许可证核发（供电类）去哪个部门申领？ 国家能源局在各地的派出机构，如各地能源监管局、能源监管办。 七、最硬性条件供电营业区 根据中华人民共和国电力法第二十五条规定，供电企业在批准的供电营业区内向用户供电。供电营业区的划分，应当考虑电网的结构和供电合理性等因素。一个供电营业区内只设立一个供电营业机构。省、自治区、直辖市范围内的供电营业区的设立、变更，由供电企业提出申请，经省、自治区、直辖市人民政府电力管理部门会同同级有关部门审查批准后，由省、自治区、直辖市人民政府电力管理部门发给供电营业许可证。跨省、自治区、直辖市的供电营业区的设立、变更，由国务院电力管理部门审查批准并发给供电营业许可证。 八、下列从事供电业务的企业应当申请供电类电力业务许可证： 1、省辖市、自治州、盟、地区供电企业； 2、县、自治县、县级市供电企业； 3、电监会规定的其他企业。 九、申请供电类电力业务许可证的企业，应当具备下列基本条件： 1、具有法人资格； 2、具有与申请从事的电力业务相适应的财务能力； 3、生产运行负责人、技术负责人、安全负责人和财务负责人具有3年以上与申请从事的电力业务相适应的工作经历，具有中级以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书； 4、具有经有关主管部门批准的供电营业区； 5、具有与申请从事供电业务相适应的供电网络和营业网点； 6、承诺履行电力社会普遍服务义务； 7、供电项目符合环境保护的有关规定和要求。 8、法律、法规规定的其他条件。 十、申请电力业务许可证的，应当提供下列材料： 1、法定代表人签署的许可证申请表； 2、法人营业执照副本及其复印件； 3、企业最近2年的年度财务报告；成立不足2年的，出具企业成立以来的年度财务报告或者验资报告； 4、由具有合格资质的会计师事务所出具的最近2年的财务状况审计报告和对营运资金状况的说明；成立不足2年的，出具企业成立以来的财务状况审计报告和对营运资金状况的说明； 5、企业生产运行负责人、技术负责人、安全负责人、财务负责人的简历、专业技术任职资格证书等有关证明材料。 6、供电营业区域的证明材料及其地理平面图； 7、供电网络分布概况； 8、设立的供电营业分支机构及其相应的供电营业区域概况； 9、履行电力社会普遍服务义务的承诺书； 10、供电项目符合环境保护有关规定和要求的证明材料。 十 一、申请流程： 1.受理阶段：对申请人提出的许可申请，根据下列情况分别作出处理：申请事项不属于职权范围的，即时作出不予受理的决定，向申请人发出不予受理通知书，并告知申请人向有关行政机关申请；申请材料存在可以当场更正的错误的，允许申请人当场更正；申请材料不齐全或者不符合法定形式的，当场或者在5日内一次告知申请人需要补正的全部内容，逾期不告知的，自收到申请材料之日起即为受理；申请材料齐全、符合法定形式的，向申请人发出受理通知书。 2.审查阶段：对照许可条件对申请人提交的申请材料进行审查。根据需要，对申请材料的实质内容进行核实。 3.决定阶段：自受理申请之日起20日内作出许可决定。20日内不能作出决定的，经批准，可以延长10日，并将延长期限的理由告知申请人。作出许可决定，依法需要举行听证的，按照有关规定举行听证。 4.送达阶段：作出准予许可决定的，自作出决定之日起10日内向申请人颁发、送达许可证。作出不予许可决定的，自作出决定之日起10日内以书面形式通知申请人，说明不予许可的理由，并告知申请人享有依法申请行政复议或者提起行政诉讼的权利。 5.公告阶段：公告许可结果，提供许可信息查询。 6.事后监管阶段：监管被许可人是否持续保持许可条件；监管被许可人是否按照许可制度要求开展生产经营活动；监管被许可人是否按要求进行许可证变更、延续、注销；监管被许可人是否严格执行电力业务许可证（发电类）标注、豁免制度等。 第3篇：售电公司注册步骤 一、工商登记 材料准备： 1、公司名称(N个公司备选名称) 2、公司注册地址的房产证及房主身份证复印件(单位房产需在房产证复印件及房屋租赁合同上加盖产权单位的公章居民住宅房需要提供房产证原件给工商局进行核对) 3、全体股东身份证原件(如果注册资金是客户自己提供，只需要提供身份证复印件;如果法人是外地户口的需要提供暂住证原件) 4、全体股东出资比例(股东占公司股份的安排) 5、公司经营范围(公司主要经营什么，有的范围可能涉及到办理资质或许可证) 注册流程： 1、申请企业名称预先核 1）准备好相应材料向市工商行政管理局核名窗口提出企业名称预先核准申请。 2）或根据经营所在地辖区内的区工商行政管理局核名窗口提出企业名称预先核准申请。 2、办理企业法人营业执照 1）准备好相应材料向市工商行政管理局企业登记窗口提出设立登记申请。 2）或根据经营所在地辖区内的区工商行政管理局企业登记窗口提出设立登记申请。 3、申请上网印章 注：准备好相应材料找专业刻章公司向市公安局提出刻制上网印章申请。 4、办理组织机构代码证 1)准备好相应材料向市质量技术监督局提出办理组织机构代码证申请。 2)或经营所在地辖区内的区质量技术监督局提出办理组织机构代码证申请。 5、办理税务登记证 1）准备好相应材料向省国家税务局、市地方税务局提出办理国、地税税务登记证申请。2）或经营所在地辖区内的区国家税务局、地方税务局提出办理国、地税税务登记证申请。 6、办理银行基本存款账户 1）准备好相应材料向所选银行提出开立银行基本存款账户申请。 2）待银行基本存款账户开立后，可以签署税务代扣协议，找代理机构帮您代理记账处理每月纳税申报，税务做账等。 二、申请备案 1、注册： 电力交易机构负责售电公司注册服务。符合准入条件的售电公司自主选择电力交易机构办理注册，获取交易资格。各电力交易机构对注册信息共享，无须重复注册。（附件1） 2、承诺： 售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并向电力交易机构提交以下资料：营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。拥有配电网运营权的售电公司还需提供配电网电压等级、供电范围、电力业务许可证（供电类）等相关资料。（附件 2、附件 3、附件4） 3、备案： 电力交易机构按月汇总售电公司注册情况向能源监管机构、省级政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案，并通过“信用中国”网站和电力交易平台网站向社会公布。 三、公示 1、接受注册后，电力交易机构要通过“信用中国”（）等政府指定网站，将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。 2、公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。 3、公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示；经两次公示仍存在异议的，由省级政府有关部门或能源监管机构核实处理。 第4篇：售电公司怎么公示 2022售电公司怎么公示 2022又是全新的一年 更多的售电系统、售电条件、资质证明、要求的材料、审核的时间等等都在发生变化，这也是首都电力交易中心又一轮的大筛选。 新的一年各种材料增加 （联 I38 ) 交易中心的审核期变长 ( 系 1076 ) 严格审批通过几率变小 ( 人 7995 ) 那下面就先说下当下成立售电公司的变化 1 软件：目前已经落实，因政策收紧原因，国网对做售电公示所有提交材料的售电公司 ，增加了新的规定要求，提供售电软件的购买合同及证明文件。 2 人员：跟之前相关的是一样的。但是注意：挂靠人员不能重复使用 3 公示时间：现在审查的材料比以前多了些步骤，所以我们现在公示期一般在 2 到 4 个月；（以前是当月提交，次月 7、 8、9公示结果） 4 公示省份 ：只要在国家电网公司经营的区域内， 北京电力交易中心和各省电力交易中心都遵循“一地注册、信息共享”的原则， 对售电公司的注册信息进行共享。 北京电力交易中心受理售电公司的注册公示后， 会将售电公司的注册申请、注册信息推送至售电公司实际开展业务的省电力交易中心， 所以无须重复注册。 建议选择在多个省开展业务的售电公司到北京电力交易中心进行注册公示， 选择在一个省开展业务的到该省的电力交易中心注册公示。 特别提醒： 1 以避免在注册过程以及材料准备中出现不必要的误差，拖延提交材料的进度，严格按照材料清单提供材料。 2 之前的知识已经过时很久了，公示政策已经调整，不要参考之前的材料， （政策越来越严格，后期会更难。并且现在材料审核时间比以前略长） 各省差异化要求 提供社保和劳动合同：四川、陕西、辽宁、重庆、江苏 当地注册且有办公地点：蒙东、辽宁、福建、湖北、四川、吉林、江苏 尚未开放售电市场的城市：北京、天津、浙江、西藏（可以公示并成功） 【李金栋】 【I38-IO76-7995微信同号】 【公司地址：北京朝阳大望路现代城A座1509经典世纪】 人员职称要求： a.江苏拥有职称的专业人员必须有 2 名电气专业人员。 b.福建拥有职称的专业人员要求有 1 名经济、会计类，1名电气类职称。 c.陕西拥有职称的专业人员要求职称中必须有电气专业， 至少拥有 1 名电力工程类高级职称和 3 名电力工程类中级职称专职管理人员，拥有 10 名以上掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员。 第5篇：广东售电公司运营模式 广东售电公司运营模式 2022-07-04长江环保能源 广东电力交易市场交易规则解读，价差对匹配制度、返还机制和交易规模限制共同决定市场现状 广 东省首次集中竞价交易发生在2022年12月27日，交易对象为2022年一季度的电量。因此，早在2022年，广东省经信委及能源局南方监管局就已经印 发了广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则(粤经信电力2022550号)，设立了相对报价的机制，构成了现在广东电力交易市场交易规 则的核心内容。 在 相对报价的体系中，参与电力市场交易的双方在市场上报出的是对目录电价（发电方为上网电价，用电方为对应的销售电价）的变化幅度，代表着双方降/涨价销售 和购买的意愿。与相对报价体系所对应的是绝对报价体系，在绝对报价体系中，供需双方报出的价格为各自愿意或者希望接受的电价本身而非变化幅度。两种体系相 比，绝对报价更加直观和通俗易懂，然而绝对报价体系需要完整的、系统的输配电价支撑，就好比人们在网上购物时需要有运费体系支撑一样。然而截至目前，广东 省输配电价改革尚未开展，输配电价本身并不透明，因此相对报价体系更加适合广东电力市场交易的开展。 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。 价差对匹配原则及优先级原则 根据广东省经济和信息化委国家能源局南方监管局印发广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则的通知(粤经信电力2022550号)，以及后续发布的关于电力大用户与发电企业集中竞争交易的实施细则（试行），广东省电力直接交易将发电企业申报价差、购电主体申报价差配对，形成竞争交易价差对。计算公式如下： 价差对=发电企业申报价差-购电主体申报价差 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。 价差返还确定结算电价机制形成交易剪刀差 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20221136号）规定结算： 一是引入价差返还系数。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E）、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（E申）的比重乘以返还给电力大用户的价差电费总额（E返）。公式为： P=(E申+E返)/Q E返=E返×E申/E申 E返=×E 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E返=(1-)×E。 此处，若将供应方中标电量的申报价差电费总额设为E申（供应），将需求方中标电量的申报价差电费总额设为E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： E=E申（供应）-E申（需求）（为负值） E申（供应）=(Pi申×Qi) E申（需求）=(Pj申×Qj) 合并以上公式可得： （供应方）Pi=Pi申+E返/Q=×Pi申+Pi申×(1-)×E申（需求）/E申（供应） （需求方）Pj=Pj申-E返/Q=(1-)×Pj申+Pj申××E申（供应）/E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=E返×E申/E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（E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/E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×E返/E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。 经信委设立交易容量上限，供需双方均以单侧竞争为主 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2022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20 14、2022和2022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，2022及2022年集中竞价撮合交易电量规模分别为20亿和57亿千瓦时，2022年单月交易上限为5.7亿千瓦时，2022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。2022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