第一篇：廣東售電公司運營模式

廣東售電公司運營模式

2016-07-04長江環保能源

廣東電力交易市場交易規則解讀，價差對匹配制度、返還機制和交易規模限制共同決定市場現狀

廣 東省首次集中競價交易發生在2013年12月27日，交易對象為2014年一季度的電量。因此，早在2013年，廣東省經信委及能源局南方監管局就已經印 發了《廣東省電力大用戶與發電企業集中競爭交易實施細則》(粵經信電力[2013]550號)，設立了相對報價的機制，構成了現在廣東電力交易市場交易規 則的核心內容。

在 相對報價的體系中，參與電力市場交易的雙方在市場上報出的是對目錄電價（發電方為上網電價，用電方為對應的銷售電價）的變化幅度，代表著雙方降/漲價銷售 和購買的意愿。與相對報價體系所對應的是絕對報價體系，在絕對報價體系中，供需雙方報出的價格為各自愿意或者希望接受的電價本身而非變化幅度。兩種體系相 比，絕對報價更加直觀和通俗易懂，然而絕對報價體系需要完整的、系統的輸配電價支撐，就好比人們在網上購物時需要有運費體系支撐一樣。然而截至目前，廣東 省輸配電價改革尚未開展，輸配電價本身并不透明，因此相對報價體系更加適合廣東電力市場交易的開展。

廣 東電力交易系統當前的間接報價系統最大的優勢在于可以繞開輸配電價進行交易，前提是所有參與交易的發電廠之間、大用戶之間擁有相同的目錄電價。因此，當前 參與廣東電力集中交易的發電廠均為本地火電廠（擁有相同的標桿上網電價），購電方的最終用戶均為工業大用戶。由此可見，廣東電力交易體系仍是一個比較初級 的系統，限制條件較多，與當前歐美各國成熟的電力市場比起來，尚存在不少缺陷： 1.需要相同目錄電價體系支撐，由于目錄電價不同，暫時無法實現多電源種類、多用戶種類集中交易；

2.報價系統不直觀，理解上容易出現差異； 3.出清價格存在剪刀差補貼，從不同方向上改變了供給方和需求方的博弈形勢；

4.設置交易規模上限，改變了需求側的供需狀態，一定程度上影響了報價策略；

5.缺少平衡市場、電力金融市場等，異常報價狀態響應機制不足。廣東電力交易系統目前尚處在較為初期的階段，是售電側改革初期的特殊形態，未來尚有很大的發展和改善空間。因此，本報告所作出的交易系統解析僅適用于當前時期，隨著電力體制改革的推進及電力市場完善度的發展，相關分析與解讀將不再適用。

價差對匹配原則及優先級原則

根據《廣東省經濟和信息化委國家能源局南方監管局印發廣東省電力大用戶與發電企業集中競爭交易實施細則的通知》(粵經信電力[2013]550號)，以及后續發布的《關于電力大用戶與發電企業集中競爭交易的實施細則（試行）》，廣東省電力直接交易將發電企業申報價差、購電主體申報價差配對，形成競爭交易價差對。計算公式如下： 價差對=發電企業申報價差-購電主體申報價差

價差對為正值時不能成交；價差對為負或零值時，按照價差對小者優先中標的原則進行交易。價差對相同時，按申報價差相應電量比例確定中標電量。

此類價差配對方法決定了對發電方來說，若想增大成交的幾率，則需要盡可能的低報價；對購電方來說，則需要盡可能的高報價。然而，更低的供方報價意味著電廠需要出讓更多的利益，更高的需方報價意味著用戶需要承擔更多的用電成本。在此類價格匹配體系之下，供需雙方均需要通盤考慮各自電量和電價的平衡點，以決定最終的報價策略。

價差返還確定結算電價機制形成交易剪刀差

由于供需雙方報價到成交時并不一定能夠完全匹配，廣東交易市場引進了價差返還制度，即按一定的比例將價差對的額度返還到發電企業及購電企業，以形成最終的成交價格。根據廣東省經信委發布的《關于集中競爭交易規則調整有關事項的通知》（粵經信電力函[2015]1136號）規定結算：

一是引入價差返還系數β。成交的發電企業與電力大用戶的申報價差電費（絕對值，下同）差額，按照一定比例分別返回給成交的電力大用戶和發電企業，目前暫定β值取25%：即當成交發電企業申報價差電費大于電力大用戶時，差額部分的25%返還給成交的電力大用戶，75%返還給成交的發電企業。

二是大用戶成交價格形成。電力大用戶的最終成交價差（設為P）根據其中標電量、申報價差、成交發電企業與電力大用戶的申報價差電費差額（設為ΔE）、返回價差電費（設為E返）綜合確定。具體為：該大用戶中標電量的申報價差電費（設為E申）加上返回價差電費（E返），除以中標電量（設為Q），即為該大用戶最終成交價差。其中，返回價差電費（E返）為該大用戶中標電量申報價差電費（E申）占所有中標大用戶申報價差電費總額（ΣE申）的比重乘以返還給電力大用戶的價差電費總額（ΣE返）。公式為： P=(E申+E返)/Q E返=ΣE返×E申/ΣE申 ΣE返=β×ΔE

三是發電企業成交價格形成。目前電力供應寬松的情況下，發電企業的最終成交價差參照上述方法計算，差異在于返還給發電企業的價差電費總額ΣE返=(1-β)×ΔE。

此處，若將供應方中標電量的申報價差電費總額設為ΣE申（供應），將需求方中標電量的申報價差電費總額設為ΣE申（需求）；單個電廠的申報電價為Pi申，成交電量為Qi；單個購電主體申報電價為Pj申，成交電量為Qj；單個電廠成交電價為Pi，單個購電主體成交電價為Pj，則：

ΔE=ΣE申（供應）-ΣE申（需求）（為負值）ΣE申（供應）=Σ(Pi申×Qi)ΣE申（需求）=Σ(Pj申×Qj)合并以上公式可得：

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

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

由上面兩個式子可以看出，在供應與需求的申報價差電費總額確定以后，各主體的成交價格僅與各自的申報電價和返還系數有關，與申報電量、中標電量、交易對標方申報電價無關。此處引入模擬交易例子說明：假設市場上供需雙方各有5個參與主體，發電公司A、B、C、D、E與購電主體甲、乙、丙、丁、戊。以上10個市場參與主體為市場全部參與主體，并假設正好湊成5對價差對，則撮合交易后結果如下：

依據上例，成交的五對公司中，供需雙方的成交價格并不相等：其中“A-甲”、“B-乙”、“C-丙”三對公司成交價中仍舊存在差價，而“D-丁”、“E-戊”成交價格存在需方降價幅度大于供方的情況。這說明廣東省交易模式中存在補償機制，即價差對小的優先成交，但成交價格之間存在差值，該差值將以剪刀差的形式補償到成交優先度靠后的公司。

補償機制對于供應側和需求側存在不同的影響：根據各公司所分配的價差確定公式，E返=ΣE返×E申/ΣE申可以看出，各公司所得的價差總額E返由總可分配價差金額（ΣE返）和公司申報降低電費額度占中標電量電費額度之比（E申/ΣE申）共同決定。返還的電費將平均分配到每度中標電量上，即P返=P申×ΣE返/ΣE申。因此，在一場已經撮合完成的交易中（供需兩側總電費金額確定，返還總額確定），則申報的降價幅度越大（即報價越低），分配到的返還電價越多，與中標電量無關。對于需求側而言，高報價（低降價幅度）可提高成交幾率，然而卻會導致電費偏高（報價高，返還電價也少）；低報價（高降價幅度）可降低電費（低報價，返還電價也高），相應地成交幾率和成交電量也會降低。因此，購電側最終成交電價之差大于報價之差，電價返還機制加劇了需求側電價與電量的博弈。

從前面模擬舉例的數據可以看出，購電主體“甲”申報降幅最小，為10厘/千瓦時，最終結算降幅為23.64厘/千瓦時；購電主體“戊”申報降幅最大，為150厘/千瓦時，最終結算降幅為354.55厘/千瓦時。甲與戊申報價之間相差140厘/千瓦時，而最終結算價之差被返還機制擴大到330.91厘/千瓦時。因此對于購電方來講，激進地報低價可以得到更多的返還電價“獎勵”，拉大與其他競爭對手的價差，但是卻要承擔更大的不能成交的風險；保守地報高價可以提高中標幾率，但是相應地能夠獲得的返還電價也將減少。購電方的量價博弈被復雜化。而對于供電方而言，低報價（高降價幅度）雖然使電廠加大了主動讓利，但是返還電價上升，部分彌補了報價降低帶來的電價下降，同時提高了成交量和成交幾率；高報價（低降價幅度）則減少了主動讓利，相對的返還電價也相應減少，而成交量和成交幾率也同步降低。因此，電價返還機制使得供給方最終成交電價之差小于報價之差，高報價與低報價策略之間對最終成交電價影響減小，低價策略呈現優勢。

從前面模擬舉例的數據可以看出，發電廠A報價降幅最大，達到500厘/千瓦時，最終成交降幅為183.1厘/千瓦時；發電廠E報價降幅最小，為300厘/千瓦時，最終成交降幅為109.86厘/千瓦時。A與E的報價之間相差200厘/千瓦時，而最終成交價之間僅相差73.24厘/千瓦時。對于發電廠A來講，盡管報出電價比E低2毛錢，但是最終成交價卻僅比E低7分錢，且由于報價很低，成交的幾率要比E大得多。因此，發電廠量價博弈被簡單化，報價策略出現“最優解”，即在保證成交電價能夠覆蓋發電邊際成本的前提下，盡量報低價以爭取成交。返還機制對于供需雙方影響不同的主因為：返還電價對購電方的作用機制為“獎勵”，而對于發電方的作用機制為“補償”，從電價層面均“鼓勵”雙方報出更低的價格。然而對于需求方來講，低報價意味著承擔更高不能成交的風險，而對于供應方來講，低報價則提升了成交的幾率。因此需求方的量價博弈更顯激烈，發電方則是削弱了此類博弈。在3-5月的集中交易中，由于返還系數設置為25%，電廠方能夠獲得較多的返還電費，出現了發電廠報價策略向地板價單方面傾斜的現象。

經信委設立交易容量上限，供需雙方均以單側競爭為主

廣東電力交易中心為響應中發9號文“逐步放開工商業集中競價交易”原則，自2014年首次競價交易開始便設置的交易容量上限，并采取逐年放開的方式。根據《廣東電力大用戶與發電企業直接交易深化試點工作方案》，廣東2014、2015和2016年直接交易電量規模分別為150億、227億、306億千瓦時，達到上一年內發電量的4%、6%和8%。其中，2014及2015年集中競價撮合交易電量規模分別為20億和57億千瓦時，2015年單月交易上限為5.7億千瓦時，2016年3-6月交易電量上限提升至10.5億、14億、14.5億和18.7億千瓦時。

盡管廣東經信委不斷上調集中交易容量限制，仍無法滿足市場的需求。2016年3-6月集中競價中，供需雙方申報容量均超過了允許成交的電量上限。

由于交易電量的限制，致使供需雙方均以單側競爭為主：在供應方看來，市場上的發電能力超過了交易規模，市場呈現供大于求的狀態；在需求方看來，購電主體的購電需求量也超過了交易規模，市場呈現供不應求的狀態。因此，供需雙方的實際對應關系被交易規模限制硬生生隔開，雙方報價均主要圍繞本側其他競爭對手而展開。

廣東省乃至全國的實際供需情況均為供應大于需求，電源嚴重過剩。由于真實情況確為供大于求，因此經信委及南方監管局設置的交易上限對發電廠的競價策略影響不大，供應側反映了實際的供需情況。而需求側的情況較為特殊，成交規模上限的設置使得需求側呈現供不應求的狀態，與現實情況相悖，導致需求側報價策略較為保守，不利于實現通過供需調節價格。

廣東省集中競價交易流程解析

為方便理解，此處模擬舉例說明廣東省電力交易中心供需雙方競價、配對、成交以及最終結算情況：

模擬申報階段：假設供應方共有4家參與報價，總申報電量6500萬千瓦時，最高申報價差為-400厘/千瓦時，最低申報價差為-200厘/千瓦時；需求方共4家參與報價，總申報電量為7000萬千瓦時，最高申報價差為-10厘/千瓦時，最低申報價差為-100厘千瓦時。本次交易規模上限為6000萬千瓦，具體數據如下表：

價差對配對階段：對于各方申報數據，交易中心首先生成價差對匹配。由于供需雙方各有4家主體參與報價，故最終將形成4*4=16對價差對，并按照從低到高的成交優先順序排列。

集中撮合階段：交易中心按照價差對從低到高依次撮合。

成交一：根據上表，首先撮合價差對相同的第1、2對，即發電企業A、B與購電企業甲的交易撮合。由于A、B報價相同，則按申報電量比例滿足甲的購電需求。其中，A申報電量為1000萬千瓦時，B申報電量為1500萬千瓦時，則A與B的電量比例為2:3，即A與甲成交40%的電量，B與甲成交60%的電量。甲的申報電量為1500萬千瓦時，則A與甲成交600萬千瓦時，B與甲成交900萬千瓦時。本次成交中，甲所有申報電量成交，A、B剩余400萬和600萬千瓦時電量尚未成交。由于甲的需求得到滿足，第9、13對價差對失效。

成交二：由于A、B尚有電量剩余，則撮合第3、4對價差對，即A、B與乙的交易。A、與B仍然按照電量比例進行成交，A、B剩余電量為400萬和600萬千瓦時，乙需求1500萬千瓦時，故本次成交量為1000萬千瓦時。至此，A、B所有電量均已成交，第5、6、7、8對價差對失效；乙尚余500萬千瓦時電量需求未成交，截至目前市場總成交量為2500萬千瓦時。

成交三：由于價差對5-9均已失效，則撮合第10對價差對，即C與乙的交易。C申報電量為2000萬千瓦時，乙尚余500萬千瓦時電量，故本次成交500萬千瓦時。至此，乙所申報電量均已成交，第14價差對失效；C尚余1500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為3000萬千瓦時。

成交四：撮合第11對價差對，即C與丙的交易。C尚余1500萬千瓦時電量，丙申報電量為1000萬千瓦時，故本次成交1000萬千瓦時。至此，丙所申報電量均已成交，第15對價差對失效；C尚余500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為4000萬千瓦時。

成交五：撮合第12對價差對，即C與丁的交易。C尚余500萬千瓦時電量，丁申報電量為3000萬千瓦時，故本次成交500萬千瓦時。至此，C申報電量均已成交，丁尚余2500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為4500萬千瓦時，距離交易規模上限僅余1000萬千瓦時。成交六：第13、14、15對價差對失效，則撮合第16對價差對，即D與丁的交易。D申報電量為2000萬千瓦時，丁尚余2500萬千瓦時電量未成交，由于交易規模上限為6000萬千瓦時而此前已經完成了4500萬千瓦時，則本次僅能成交1500萬千瓦時。發電企業D和購電企業丁剩余的500萬及1000萬千瓦時電量無法成交。撮合交易完成，總成交量為6000萬千瓦時。供給方中標電量申報降價電費總額為1900萬元，需求方中標電量申報降價電費總額為295萬元，返還價差總額1605萬元。其中，返還給供電方1203.75萬元，返還給購電方401.25萬元，根據各公司降價電費占比計算出各公司返還電價。

至此，本次集中撮合競價交易完成，可得出最終交易數據：

供應方：共有4家參與報價，總申報電量為6500萬千瓦時，其中4家最終成交（A、B、C全部成交，D部分成交），成交的發電企業平均申報價差為-307.69厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-200厘/千瓦時，最低成交申報價為-400厘/千瓦時。

需求方：共有4家參與報價，總申報電量為7000萬千瓦時，其中4家最終成交（甲、乙、丙全部成交，丁部分成交），成交的發電企業平均申報價差為-56.43厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-10厘/千瓦時，最低成交申報價為-100厘/千瓦時。全網總成交電量為6000萬千瓦時，最終結算的平均價差為-116.04厘/千瓦時。

6月份競價數據：返還系數調整，電廠反應激烈，需方出現分歧 6月15日，廣東電力交易中心組織開展了2016年6月份集中競爭交易，競價規模為187000萬千瓦時。

供應方：共有37家參與報價，總申報電量為233606萬千瓦時，其中30家最終成交，成交的發電企業平均申報價差為-162.14厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-60.6厘/千瓦時，最低成交申報價為-500厘/千瓦時。

需求方：共有100家參與報價，總申報電量為230255萬千瓦時，其中97家最終成交，成交的需求方平均申報價差-25.66厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-0.1厘/千瓦時，最低成交申報價為-45厘/千瓦時。全網總成交電量為187000萬千瓦時，最終結算的平均價差為-93.89993厘/千瓦時，交易過程由國家能源局南方監管局現場監管，省經信委現場見證。6月，雖然廣東上調市場競價容量到18.7億千瓦時，供需雙方申報電量仍然超出規模限制，競價仍以單邊競爭為主。6月交易規則出現變化，返還系數調整為50%，電廠方返還電費額度變小。對于此番變化，發電側反應較為激烈：由于價差返還幅度變小，若持續采用3-5月一味追求低報價爭取電量和價差返還的策略，發電企業有可能無法覆蓋其發電邊際成本。6月份供應方平均申報價格上升至-162.14厘/千瓦時（3-5月分別為-429.02、-436.94和-494.12厘/千瓦時），供應方報價降價幅度縮小，同時也帶動了平均成交價差上升至-93.90厘/千瓦時（3-5月分別為-125.55、-147.93、-133.28厘/千瓦時）。需求方平均報價申報價格下降至-25.66厘/千瓦時，報價策略分歧擴大：部分購電主體回歸保守報價以爭取更多成交發電量，最高成交申報價回歸3月的-0.1厘/千瓦時；部分企業則開始嘗試更加激進的報價方式，承擔電量成交風險以獲取更高的價差返還，最低成交申報價下降到-45厘/千瓦時。本次返還系數的調整，使得發電方近乎“無腦”的地板價報價策略失效，發電企業的報價政策更加謹慎。

售電公司：高額利潤存在各式風險 交易電量占比決定利潤水平

2016年3月廣東省的集中競價交易首次引入售電公司為新的市場參與主體，經過3-5月的三次交易之后，由于發電側讓利遠超預期，一時之間售電主體受到廣泛關注，被認為擁有“暴利”潛質。

此類“暴利”的主要源頭由售電公司運營模式決定：作為發電企業與用戶之間的分銷商，其利潤來自于出售給用戶的電價與收購自發電企業電價的差值。由于售電公司于用戶簽訂長期供電協議的時候，用戶仍以2015年交易市場的結算數據為推測依據，沒有預料到發電企業的讓利幅度會達到0.13元/千瓦時，故簽訂的供電協議往往為目錄電價降低0.01-0.02元/千瓦時左右。由于長期協議往往持續一年以上，故認為售電公司的“暴利”至少可以持續到2016年末。

然而該“暴利”卻存在一定的風險，主要源自每月競得電量的不確定性，以前文模擬交易中購電主體“丁”為例：假設“丁”為售電公司，與用戶簽訂的長期供電協議為3000萬千瓦時/月，協議價格為-20厘/千瓦時。在上例中，丁最終成交電量為2000萬千瓦時，結算價格為-236.02厘/千瓦時。此部分電量供給到用戶，度電利潤為216.02厘/千瓦時（暫時忽略其他成本），總利潤為432.04萬元。而未成交的1000萬千瓦時電量則必須從電網公司按目錄價格購買后供給用戶，度電利潤為-20厘/千瓦時，總虧損20萬元，部分對沖掉了市場電的利潤，公司平均度電利潤縮水36.53%。因此，售電公司能夠盈利與否，關鍵在于市場電占總供給電量的比例。然而由于售電公司每月能夠競得的電量存在不確定性，可能數月都競不到任何電量，因此售電公司的利潤風險較大。

返還電價剪刀差補償機制及單側競爭壓制售電公司利潤：對于售電公司而言，報價過于激進則導致公司存在發電量上的不確定性，若報價過于保守，則由于剪刀差補償機制的存在，使得分配到公司的返還電價額度減小。由于市場電量在售電公司盈利中占據著重要地位，售電公司的報價策略更加偏向于保守以換取更多的電量，并寄希望于發電側激進的報價策略來換取高額返還價差。然而隨著6月返還系數調整到50%，發電企業的激進策略遭受打壓，紛紛抬高報價避免損失。發電企業讓利意愿的減少，讓售電公司出現了兩種分歧的報價策略：1）嘗試以激進報價方式以壓低價差和賺取補償，盡量增加度電利潤，以彌補電量上的風險；2）繼續采用“保守壓倒一切”的競價策略，實現薄利多銷。2016年6月8日，廣東經信委網站公布了第二批擬參與集中競價交易的售電公司目錄，總計54家。第二批售電公司正式參與競價交易之后，售電公司總量從13家擴展到67家，需求方主體數量將擴張到154家，每家企業平均能夠競標到的電量將大幅度減少，不利于售電公司利潤的維持。

售電公司無交易結算能力，獨立經營能力面臨風險售電公司在整個市場交易的環節中，沒有結算能力。廣東省經信委及能源局南方監管局在《關于明確2016年售電公司參與直接交易有關事項的通知》中提到：廣東電力交易中心根據交易執行結果出具結算憑據，其中電力用戶按目錄電價向電網企業繳費。發電企業按照交易結果從電網企業獲取上網電費。直接向發電企業購電的電力大用戶，其價差電費由電網企業在其應繳電費中抵扣;售電公司價差電費由電網企業支付，售電公司根據合同與其簽約用戶結算。

在廣東首次直接集中交易之后，某家售電公司向當地稅務機關報送開票請示，結果被當地稅務機關拒絕，稅務機關回復如下：

“根據《中華人民共和國增值稅暫行條例》(中華人民共和國國務院令2008年第538號)第一條規定：“在中華人民共和國境內銷售貨物或者提供加工、修理修配勞務以及進口貨物的單位和個人，未增值稅的納稅人，應當依照本條例繳納增值稅”;同時《國務院關于修改〈中華人民共和國發票管理辦法〉的決定》(中華人民共和國國務院令587號)第十九條規定明確：“銷售商品、提供服務以及從事其他經營活動的單位和個人，對外發生經營業務收取款項，收款方應當向付款方開具發票;特殊情況下，由付款方向收款方開具發票”、《中華人民共和國發票管理辦法實施細則》(國家稅務總局令第25號)第二十四條規定：“《辦法》第十九條所稱特殊情況下，由付款方向收款方開具發票，是指下列情況：(一)收購單位和扣繳義務人支付個人款項時;(二)國家稅務總局認為其他需要由支付方向收款方開具發票的”;《國家稅務總局關于修訂〈增值稅專用發票使用規定〉的通知》(國稅發(2006)156號)第二條規定：“專用發票，是增值稅一般納稅人(以下簡稱一般納稅人)銷售貨物或者提供應稅勞務開具的發票，是購買方支付增值稅額并可按照增值稅有關規定據以抵扣增值稅進項稅額的憑證”。

因此，根據上述文件內容，你司請示中的交易結算流程方案不符合現有增值稅專用發票使用管理規定，不同意你司執行請示中的交易結算流程方案。”

（以上內容出自“電力法律觀察”）

由此可見，售電公司的運營模式雖然為“從發電企業處購電，銷售給用電客戶并賺取差價”，然而現金流的流向卻與運營模式相反：電網向售電公司按照競標結果支付價差電費，而售電公司向客戶支付合同規定的價差電費。因此售電公司的運營模式不具備法定的“由付款方向收款方開具發票”地條件，無法開具發票進行結算。

此后國家發改委在《關于重慶市售電側改革試點工作有關問題的復函》中將售電公司分為三類：第一類是電網企業的售電公司，可向其供電的用戶收費并開具電費發票；第二類是擁有配電網運營權的售電公司，可向其供電的用戶收費并開具電費發票；第三類是獨立的售電公司，保持電網企業向用戶收費并開具發票的方式不變。而參與廣東集中競價交易的公司均為第三類公司，按照發改委精神將不具備開具發票的條件，結算程序牢牢把握在電網手中。

因此，當前售電公司所謂的“暴利”均停留在賬面上，在電網企業結算以前，售電公司得不到真正的現金流，且面臨著一定程度上的壞賬可能，售電公司的獨立經營能力存在較大的風險。

售電公司需完成貿易商向服務商的過渡作為電力“發輸配售”四大環節的一環，當前參與廣東省集中競價交易的電力公司不為電力產業鏈增加任何產業附加值，僅僅利用了電力市場的實際情況與用戶預期之差賺取了短期的高額利潤，不符合產業鏈邏輯和改革邏輯。隨著參與電力集中競價交易的售電公司增多、電力市場競爭的逐步成熟以及用戶端市場意識的覺醒，售電公司的電力購銷差價空間將逐漸縮水，售電公司貿易性質減弱。而根據國外成熟電力交易市場的經驗，售電公司最終將通過提供各式各樣的增值服務，在零售市場上展開競爭搶占市場份額，徹底貫徹“薄利多銷”的盈利模式。國外成熟的售電市場中，售電公司的經營模式為“從電力交易市場上購買電力——附加上增值服務——于零售市場上向用戶售電”，即電力商品在售電公司手中經過一次“再加工”后銷售給最終客戶。主要的增值服務內容包括電價優惠套餐服務、綜合能源提供及管理服務、節能服務、能源信息服務、綠色能源套餐服務等。

售電公司能夠開展的增值服務業務不僅限于某一種類，其服務的實質是通過優惠、節能等手段幫助客戶進一步節省能源開支，其根本目的是搶占市場份額，在購銷差價被市場穩定之后實現薄利多銷。我們認為售電公司未來需完成由電力貿易商向能源服務商的過渡，依據其大股東的資源背景提供增值服務，如電價優惠套餐服務、綜合能源提供及管理服務、節能服務、能源信息服務、綠色能源套餐服務等。增值服務的質量、客戶資源以及客戶忠誠度將成為未來售電公司發展的核心競爭力。

第二篇：XX售電運營制度方案

XX售電運營制度方案

因公司成初期大家對本行業務了解不深，所以我們迫在眉睫需要解決的問題有一下幾點。

1，公司人員培訓內容包括（政策的研究及理解，營銷人員應掌握相關電力基礎知識，與客戶談判方法）公司應擬定長期培訓計劃于經費支持。

2，人員獎懲機制，如：銷售人員與客戶可達成什么樣的返點政策，銷售人員有哪些權限。

3，銷售人員分工機制現在公司已有受電測客戶資源的應專人專管，及時跟蹤客戶，了解客戶需要并及時作出調整。毎周作出工作總結。暫定毎周五下午進行工作總結會議

4，5，在供電側客戶也應有相應的對應人員對供電側客戶資源進行專人專管。公司應有相應的財務機制，在銷售人員和客戶討論利益分配時可以作出相應的解答。

第三篇：售電公司市場調研報告

售電市場調研報告

(草稿)

一、調研背景

隨著江蘇省售電市場的放開，售電細則即將出臺。為了最大程度的了解未來售電市場的狀況，為企業用戶講解江蘇售電政策。于2017年7月24至今日，在40℃的高溫下，與總經理外出對蘇州周邊的昆山、常熟、張家港三地進行了售電業務的調研。

二、具體案例

本次調研例舉四家用戶，分別為世碩電子（昆山）有限公司（20KV）、常熟泰光化纖有限公司（110KV）、蘇州晶櫻光電科技有限公司（10KV，明年上110KV）、松下（蘇州）半導體有限公司。1.世碩電子（昆山）有限公司

7月25日，受世碩電子（昆山）有限公司（以下簡稱“世碩電子”）邀請，與劉美云總經理、華能江蘇能源銷售有限公司施主任一同前往昆山進行詳談。會議過程中，我們詳細向世碩電子解讀了江蘇省售電政策，講述了用戶參與日后電力交易的方式以及我司給出的三個售電方案（即

1、固定價格

2、比例分成3、固定價格+比例分成）。同時，我們也了解到目前昆山暫無國資背景的售電公司，我司在昆山市場具有相當強的競爭力。對于售電方案方面，世碩電子傾向于按比例分成，其也將在下半年增產并將于明年擴張基地，今年用電量將達到2億度。

2.常熟泰光化纖有限公司

7月27日，一同拜訪了位于常熟高新技術開發區的常熟泰光化纖有限公司（以下簡稱“泰光化纖”），公司性質為韓企，年用電量7000萬度。會談過程中我們對泰光化纖提出的疑惑進行了耐心、詳細的解答，并對我司的售電業務和報價做了介紹。通過會談了解到，泰光化纖傾向于比例分成，并優先考慮國資、發電企業背景的售電公司。同時，中電投常熟電廠也成立了售電公司，報價較低，對我司在常熟開發項目不利。

3.蘇州晶櫻光電科技有限公司

7月28日，一同拜訪了位于張家港韓國工業園的晶櫻光電科技有限公司。該公司年用電量2400萬度，明年公司擴產用電量大約在3600萬度～4000萬度之間，并且準備上110KV。該公司對售電政策比較熟悉，其參與的直購電電量滿足其一年的消耗。約10家售電公司前來拜訪過（其中有江蘇能投售電公司、張家港沙洲電力有限公司），給出的方案都是按比例分成，在4:6和2:8之間。會談過程中該公司多次提及江蘇省能投售電公司，談話具有傾向性，我司被選中的可能性不大。

4.松下（蘇州）半導體有限公司

7月31日，一同拜訪了松下（蘇州）半導體有限公司（以下簡稱“松下半導體”），公司性質為日企，年用電量3000萬度，5臺變壓器按需量計費。通過會談，松下半導體希望我司能給出關于智能平臺和售電業務的具體方案。我司對該公司報價為4:6分成，在諸多來訪的售電公司中，我司的價格具有競爭力。

三、調研小結

通過一周的外出調研，聽取了多家企業的意向，我們了解到：多數大工業用戶傾向于擁有發電、國資背景的售電公司，這樣的售電公司能夠給予用戶穩定放心的服務，不會出現跑路的情況發生；方案方面，大多數用戶傾向于比例分成，少數用戶因為當地電廠售電公司的介入選擇全電量優惠；常熟、張家港地區因為有當地國資售電公司的介入，不排除會有捆綁的可能性；昆山暫無國資背景的售電公司，我司可將精力集中于高新區、吳中區、昆山企業。

第四篇：組建售電公司流程

如何組建售電公司

按照我國現行法律法規，新成立的配售電公司如何才能拿到這個電力業務許可證核發（供電類）呢？需要滿足哪些條件？需要準備哪些材料？需要什么流程？

一、售電公司分三類

售電公司以服務用戶為核心，以經濟、優質、安全、環保為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。鼓勵售電公司提供合同能源管理、綜合節能和用電咨詢等增值服務。同一供電營業區內可以有多個售電公司，但只能有一家公司擁有該配電網經營權，并提供保底供電服務。同一售電公司可在多個供電營業區內售電。發電公司及其他社會資本均可投資成立售電公司。擁有分布式電源的用戶，供水、供氣、供熱等公共服務行業，節能服務公司等均可從事市場化售電業務。

二、設立售電公司的準入門檻

考慮改革初期配套政策、監管機制和信用體系還有待持續完善，為培育合格的售電主體，保障改革有序推進，應設置必要的準入門檻。改革初期，準入門檻的設置不宜過低，確保其具備從事售電業務相適應的財務、技術、人員等條件。售電公司準入資產設定一定的水平，是為了防范改革初期售電市場的風險。從國外售電側放開的經驗來看，售電公司均需經過注冊，在市場中應遵循準入和退出機制，確保售電市場規范運行。綜合各方意見，《關于推進售電側改革的實施意見》適當提高售電公司資產水平，并明確不同資產水平對應的年可售電量規模。可以經過一段改革實踐后再進一步深化和細化準入機制。

三、售電公司的資產要求

四、售電公司組建程序

按照簡政放權的原則，《實施意見》對售電側市場的準入和退出機制作了創新性安排，這是新一輪電力體制改革中的一個亮點。準入機制方面，將以注冊認定代替行政許可的準入方式，以降低行政成本，實現有效監管，提升工作效率，重點是“一承諾、一公示、一注冊、兩備案”。

五、電網公司參與競爭性售電業務，如何保證售電公司間公平競爭？

〔2015〕9號文提出多途徑培育市場主體，并未禁止電網企業參與市場化售電業務。從國際經驗來看，已實施售電側放開的國家，一些國家允許配電網企業從事市場化售電業務。售電側改革試點階段，允許各地探索電網企業投資成立獨立法人資格的售電公司，參與市場化售電業務，并在總結試點經驗基礎上，修訂完善電網企業參與市場化售電業務相關政策。

六、電力業務許可證核發（供電類）去哪個部門申領？ 國家能源局在各地的派出機構，如各地能源監管局、能源監管辦。

七、最硬性條件——供電營業區

根據《中華人民共和國電力法》第二十五條規定，供電企業在批準的供電營業區內向用戶供電。供電營業區的劃分，應當考慮電網的結構和供電合理性等因素。一個供電營業區內只設立一個供電營業機構。省、自治區、直轄市范圍內的供電營業區的設立、變更，由供電企業提出申請，經省、自治區、直轄市人民政府電力管理部門會同同級有關部門審查批準后，由省、自治區、直轄市人民政府電力管理部門發給《供電營業許可證》。跨省、自治區、直轄市的供電營業區的設立、變更，由國務院電力管理部門審查批準并發給《供電營業許可證》。

八、下列從事供電業務的企業應當申請供電類電力業務許可證：

1、省轄市、自治州、盟、地區供電企業；

2、縣、自治縣、縣級市供電企業；

3、電監會規定的其他企業。

九、申請供電類電力業務許可證的企業，應當具備下列基本條件：

1、具有法人資格；

2、具有與申請從事的電力業務相適應的財務能力；

3、生產運行負責人、技術負責人、安全負責人和財務負責人具有3年以上與申請從事的電力業務相適應的工作經歷，具有中級以上專業技術任職資格或者崗位培訓合格證書；

4、具有經有關主管部門批準的供電營業區；

5、具有與申請從事供電業務相適應的供電網絡和營業網點；

6、承諾履行電力社會普遍服務義務；

7、供電項目符合環境保護的有關規定和要求。

8、法律、法規規定的其他條件。

十、申請電力業務許可證的，應當提供下列材料：

1、法定代表人簽署的許可證申請表；

2、法人營業執照副本及其復印件；

3、企業最近2年的財務報告；成立不足2年的，出具企業成立以來的財務報告或者驗資報告；

4、由具有合格資質的會計師事務所出具的最近2年的財務狀況審計報告和對營運資金狀況的說明；成立不足2年的，出具企業成立以來的財務狀況審計報告和對營運資金狀況的說明；

5、企業生產運行負責人、技術負責人、安全負責人、財務負責人的簡歷、專業技術任職資格證書等有關證明材料。

6、供電營業區域的證明材料及其地理平面圖；

7、供電網絡分布概況；

8、設立的供電營業分支機構及其相應的供電營業區域概況；

9、履行電力社會普遍服務義務的承諾書；

10、供電項目符合環境保護有關規定和要求的證明材料。

十一、申請流程：

1.受理階段：對申請人提出的許可申請，根據下列情況分別作出處理：申請事項不屬于職權范圍的，即時作出不予受理的決定，向申請人發出《不予受理通知書》，并告知申請人向有關行政機關申請；申請材料存在可以當場更正的錯誤的，允許申請人當場更正；申請材料不齊全或者不符合法定形式的，當場或者在5日內一次告知申請人需要補正的全部內容，逾期不告知的，自收到申請材料之日起即為受理；申請材料齊全、符合法定形式的，向申請人發出《受理通知書》。2.審查階段：對照許可條件對申請人提交的申請材料進行審查。根據需要，對申請材料的實質內容進行核實。3.決定階段：自受理申請之日起20日內作出許可決定。20日內不能作出決定的，經批準，可以延長10日，并將延長期限的理由告知申請人。作出許可決定，依法需要舉行聽證的，按照有關規定舉行聽證。

4.送達階段：作出準予許可決定的，自作出決定之日起10日內向申請人頒發、送達許可證。作出不予許可決定的，自作出決定之日起10日內以書面形式通知申請人，說明不予許可的理由，并告知申請人享有依法申請行政復議或者提起行政訴訟的權利。

5.公告階段：公告許可結果，提供許可信息查詢。6.事后監管階段：監管被許可人是否持續保持許可條件；監管被許可人是否按照許可制度要求開展生產經營活動；監管被許可人是否按要求進行許可證變更、延續、注銷；監管被許可人是否嚴格執行電力業務許可證（發電類）標注、豁免制度等。

第五篇：2018售電公司怎么公示

2018售電公司怎么公示

2018又是全新的一年

更多的售電系統、售電條件、資質證明、要求的材料、審核的時間等等都在發生變化，這也是首都電力交易中心又一輪的大篩選。新的一年各種材料增加（聯 I38)交易中心的審核期變長(系 1076)嚴格審批通過幾率變小(人 7995)

那下面就先說下當下成立售電公司的變化 軟件：目前已經落實，因政策收緊原因，國網對做售電公示所有提交材料的售電公司，增加了新的規定要求，提供售電軟件的購買合同及證明文件。人員：跟之前相關的是一樣的。但是注意：掛靠人員不能重復使用 3 公示時間：現在審查的材料比以前多了些步驟，所以我們現在公示期一般在 2 到 4 個月；（以前是當月提交，次月7、8、9公示結果）4 公示省份 ：只要在國家電網公司經營的區域內，北京電力交易中心和各省電力交易中心都遵循“一地注冊、信息共享”的原則，對售電公司的注冊信息進行共享。北京電力交易中心受理售電公司的注冊公示后，會將售電公司的注冊申請、注冊信息推送至售電公司實際開展業務的省電力交易中心，所以無須重復注冊。建議選擇在多個省開展業務的售電公司到北京電力交易中心進行注冊公示，選擇在一個省開展業務的到該省的電力交易中心注冊公示。

特別提醒： 以避免在注冊過程以及材料準備中出現不必要的誤差，拖延提交材料的進度，嚴格按照材料清單提供材料。之前的知識已經過時很久了，公示政策已經調整，不要參考之前的材料，（政策越來越嚴格，后期會更難。并且現在材料審核時間比以前略長）各省差異化要求

提供社保和勞動合同：四川、陜西、遼寧、重慶、江蘇

當地注冊且有辦公地點：蒙東、遼寧、福建、湖北、四川、吉林、江蘇 尚未開放售電市場的城市：北京、天津、浙江、西藏（可以公示并成功）

【李金棟】

【I38-IO76-7995微信同號】

【公司地址：北京朝陽大望路現代城A座1509經典世紀】

人員職稱要求：

a.江蘇———擁有職稱的專業人員必須有 2 名電氣專業人員。

b.福建———擁有職稱的專業人員要求有 1 名經濟、會計類，1名電氣類職稱。c.陜西———擁有職稱的專業人員要求職稱中必須有電氣專業，至少擁有 1 名電力工程類高級職稱和 3 名電力工程類中級職稱專職管理人員，擁有 10 名以上掌握電力系統基本技術經濟特征的相關專職專業人員。