关于江西省推进售电侧改革以及未来发展模式的研究报告.docx
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关于江西省推进售电侧改革以及未来发展模式的研究报告
关于江西省推进售电侧改革的情况以及未来售电侧发展模式的研究报告
江西丰锦电力科技有限公司
2016年7月29日
一、概述及背景介绍
为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），新电改六大关键性配套文件陆续出台，包括五个配套实施意见和一个指导意见，即：
输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构、发用电计划、售电侧改革以及燃煤自备电厂指导意见，这表明了我国新一轮电力体制改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。
在这其中，售电市场和增量配电领域的放开最为受到资本市场的关注，《关于推进售电侧改革的实施意见》（以下简称《意见》）也就显得尤为引人注目。
《意见》延续了遵循新一轮电改9号文的思路，明确提出向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争，赋予用户更多选择权，提升售电服务质量和用户用能水平，标志着我国传统的电网公司单一售电模式将被打破。
明确售电侧改革的最终目标是形成有效竞争的市场结构和市场体系，实现一个竞争性的售电市场，以促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，提高供电安全可靠性。
2、目前国内其他电改试点省份情况
自从2015年11月28日，国家发改委同意广东、重庆成为售电侧改革试点之后，以广东省为例，效果比较显著，以华润电力为一批的13家企业成功注册售电公司，仅华润电力一家企业将为其服务的用户一年节省2000万元。
3月25日，广东电力交易中心组织开展了2016年第一次集中竞价交易，这也是全国首次允许售电企业参与的电力市场化交易。
本次交易共有36家发电企业、81家用电企业（包括9家售电公司和72家大用户）参与报价,竞价总成交量为10.5亿千瓦时，其中售电公司总成交电量为6.8亿千瓦时。
发电企业最终降价水平为0.126元/千瓦时,发电企业让利1.32亿元。
今年4月份，售电公司方面，共有11家售电公司参与了竞价交易。
国家电投深圳售电公司、深圳市兆能供电服务有限公司2家未参与报价。
参与报价的售电公司全部达成了交易，合计成交电量99589万千瓦时，占总交易单量的68.68%。
各家成交电量情况请见下表。
但是与此同时也存在一些问题：
（一）、市场交易主体对交易认知度存在较大差距
1、用户侧购电意愿不足
一是用户参与比例低。
广东现有可以参与竞价的大用户和售电公司合计346家，而参与此次竞价的仅有81家，比例仅为23%。
二是注册比例低。
11个产业转移园区内工商业用户1000多家，而目前到交易中心注册的仅有167家，仍有800余家未注册。
三是降价期望值低。
最小降价期望值仅为0.1厘/千瓦时，最高也只有38.4厘/千瓦时，可见用户并未充分意识到目前发电企业的电量销售压力，对市场总体趋势认识不足。
四是用户参与主动性差。
一些可以直接参与交易的大用户，也交给售电公司代理购电，且代理购电占比达到64.85%，说明被代理的大用户用电比重还比较高。
从广州电力交易中心了解到，为形成有效竞争避免恶性杀价，在安排竞价时，希望申报电量与成交电量比例为1.1:
1。
但3月份竞价实际申报意愿电量明显低于预期，导致广东省经信委调低竞争电量并推迟报价时间，实际最终形成的意愿电量和成交电量比例为1.09:
1，仍未完全达到1.1:
1。
2、发电企业市场意识强烈
在利用小时数持续下滑的情况下，发电企业普遍具有紧迫感，市场意识觉醒较早也较强。
3月份发电企业所申报的降价额度令人惊讶，也从一个侧面体现了发电企业抢占电量的积极性很高、决心很大。
（二）价差电费返还规则，对交易结果影响较大
以往历次竞价中，价差电费100%返还给发电企业，3月份开始竞价中调整为75%返还给发电企业，25%返还给用户。
这一规则影响十分重大。
1.发电企业和用户报价走向两个极端
作为发电企业，报出较高的降价意愿值可以有效提高中标概率，而在交易达成后，通过价差电费返还计算确定的最终成交价，很可能比发电企业自己报出的电价高得多，电厂仍可保证边际收益。
而用户则恰恰相反，都通过报出比较小的降价期望值来保证自己拿到电量，而后通过价差电费返还取得更大收益。
正是由于上述原因，3、4月份竞争交易供需双方走向两个报价极端。
以三月份为例发电企业报出429.02厘/千瓦时的平均降价意愿值，而用户平均降价期望值仅为24.40厘/千瓦时，两者差距达到0.4元/千瓦时。
2.售电企业获取暴利，被代理用户吃了大亏
售电企业在参与竞争性报价前，与被代理用户首先签订了协议，明确了降价额度。
此额度如参照3月份竞价中需方最高降价期望值来考虑，也不超过38.4厘/千瓦时，而售电公司实际成交平均降价额度为151.45厘/千瓦时，因此每度电在售电公司一进一出差价最少113厘。
如按此测算，粤电售电公司本次最少也可得到2100万元的毛利，可谓收益惊人。
本次竞价后，被售电公司代理的大用户普遍惊呼“亏大了”。
（三）加强规则研究和合理报价策略对中标率至关重要
除前面所述的价差电费返还外，三段式报价等一系列规则对报价策略、中标率影响非常重大。
1.发电企业可以按照竞争直购利用小时数的1.25倍申报电量，且报价可以分为三段（3月份36家发电企业报出90多个价段）。
那么发电企业就可以先用较高的降价意愿值来争取一块较大的基础电量，而后用多出来的0.25倍来报个较低的降价意愿值，尝试争取一下高电价中标。
2.发电企业要在低电价争取中标率，可能拿到的价差电费返还收益，发电边际成本等几个因素中进行综合衡量，寻找平衡点，难度很大，且不可测因素较多。
（四）交易对后期市场产生一定影响
1、对交易规则影响
3、4月份竞争交易过程和结果出乎各方预料，各方反响均较强烈，特别是售电公司获得巨大利益，与市场改革初衷存在一定差距，后期的市场竞争交易中，有关政府部门必然会对交易规则有所调整。
2、对大用户影响
交易结果是被代理的大用户感到震惊，从长期利益看，可以直接参与交易的大用户找售电公司代理相当于放弃应有市场主体地位，这种情况长期存在的可能性低。
目前已与售电公司签订代理协议的大用户在一年内无法解除协议，但后期继续委托代理的大用户可能减少。
3.售电公司代理对象发生变化
为控制市场交易秩序，必须对市场主体数量进行控制，因此从长期来看中小用户也只能通过售电公司代理购电。
这就为售电公司保留了一块市场蛋糕。
从11家产业转移园区来看，尚有800多家中小用户未进行购电委托，所以这块蛋糕总体量还是不小的。
4.售电公司挑肥拣瘦的习惯要改
目前来看，售电公司普遍将精力放在大用户身上，原因一是只要做成几单大用户总体的交易量就可以有保障了；二是中小用户数量众多，事情繁杂琐碎，交易管理难度大，形成大的交易总量比较困难。
但从目前来看，售电公司必须采取措施适应和解决与中小用户交易中存在的困难，这是市场所决定的，售电公司完全无法选择。
3、江西省电改情况
自从省发改委2016年3月29日下发《关于做好2016年电力直接交易试点工作的通知》赣发改能源【2016】312号文之后，正式拉开我省电改的序幕。
目前，我省电力用户与发电企业达成直接交易意向的电量规模为37.22亿千瓦时，其中：
存量电量交易35.02亿千瓦时，增量电量交易2.2亿千瓦时
2016?
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单位：
千伏、万千瓦时
电力用户
发电企业
用户电压等级
交易电量
一、存量交易部分（合计电量35.02亿千瓦时）
分宜海螺水泥有限责任公司
安源电厂
110
7200
江西福斯特新能源有限公司
安源电厂
110
2000
萍乡萍钢安源钢铁有限公司
安源电厂
110
19500
江西和美陶瓷有限公司
丰城电厂
110
20000
江西丰城南方水泥有限公司
丰城电厂
110
5000
江西兴国南方水泥有限公司
丰城电厂
110
4000
弋阳海螺水泥有限责任公司
丰城二期
110
10750
巨石集团九江有限公司
丰城二期
110
10750
中材萍乡水泥有限公司
丰城二期
110
9000
中盐江西兰太化工有限公司
抚州电厂
110
23000
会昌红狮水泥有限公司
抚州电厂
110
7000
南城南方水泥有限公司
抚州电厂
110
4000
赣州海螺水泥有限公司
抚州电厂
110
9000
江西赣州南方万年青水泥有限公司
贵溪电厂
110
3400
泰和南方水泥有限公司
贵溪电厂
110
2000
安福南方水泥有限公司
贵溪电厂
110
2000
晶科能源有限公司
黄金埠电厂
110
28000
新余钢铁集团有限公司
井冈山电厂
110
33000
龙南县福鑫钢铁有限公司
井冈山电厂
220
8800
九江鑫山水泥有限公司
景德镇电厂
110
4000
江西铜业铅锌金属有限公司
景德镇电厂
220
26000
江西省江铜-耶兹铜箔有限公司
景德镇电厂
110
7000
江西铜业股份有限公司城门山铜矿
景德镇电厂
110
5000
江西锦溪水泥有限公司
景德镇电厂
110
8000
蓝星化工新材料股份有限公司江西星火有机硅厂
九江电厂
110
7500
中国石油化工股份有限公司九江分公司
九江电厂
220
6000
江西亚东水泥有限公司
九江电厂
220
13000
江西于都南方万年青水泥有限公司
瑞金电厂
110
8000
江西新余南方建材有限公司
瑞金电厂
110
2000
赣州华劲纸业有限公司
瑞金电厂
110
5300
方大特钢科技股份有限公司
新昌电厂
110
25000
九江诺贝尔陶瓷有限公司
新昌电厂
110
2500
九江萍钢钢铁有限公司
新昌电厂
220
22500
二、增量交易部分（合计电量2.2亿千瓦时）
晶科能源有限公司
抚州电厂
110
12000
中国石油化工股份有限公司九江分公司
丰城二期
220
10000
2016年5月31日，江西电力交易中心有限公司正式挂牌成立，江西电力交易中心有限公司的成立，实现了电力交易的相对独立运行，标志着我省深化电力体制改革又向前迈进了一步。
郑沐春同志强调，江西电力交易中心有限公司要秉持服务地方经济发展、服务电力企业、服务电力用户的理念，搭建公开透明、功能完善的电力市场交易平台，依法依规为各类电力市场主体提供规范、可靠、高效、优质的电力交易服务，实现电力行业与国民经济协调可持续发展，努力为全省经济社会和人民生产生活提供安全稳定、质优价廉的电力能源。
省内电力交易市场的主体分为1、电网企业（是指拥有输电网、配电网运营权（包括地方电力公司、趸售县供电公司），承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。
）2、售电公司，而售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。
第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。
第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
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。
3、用户，符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。
4、售电侧市场的准入与退出
（一）售电公司准入条件。
1.按照《中华人民共和国公司法》，进行工商注册，具有独立法人资格。
2.资产要求。
（1）资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。
（2）资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量不超过30至60亿千瓦时的售电业务。
（3）资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
（4）拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。
3.拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所，以及具有掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员，有关要求另行制定。
4.拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证（供电类）。
（二）直接交易用户准入条件。
1.符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。
2.拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费。
3.微电网用户应满足微电网接入系统的条件。
（三）市场主体准入。
1.符合准入条件的市场主体应向省级政府或由省级政府授权的部门申请，并提交相关资料。
2.省级政府或由省级政府授权的部门通过政府网站等媒体将市场主体是否满足准入条件的信息及相关资料向社会公示。
3.省级政府或由省级政府授权的部门将公示期满无异议的市场主体纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。
4.列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。
在新的交易机构组建前，市场主体可先行在省级政府或由省级政府授权的部门登记。
有关市场主体准入、退出办法另行制定。
（四）市场主体退出。
1.市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，不得再进入市场。
退出市场的主体由省级政府或由省级政府授权的部门在目录中删除，交易机构取消注册，向社会公示。
2.市场主体退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
5、市场化交易
（一）交易方式。
市场交易包括批发和零售交易。
在交易机构注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易。
拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。
有关交易方式另行制定。
（二）交易要求。
参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定，到交易机构注册成为市场交易主体。
市场有关各方应依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。
参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定，交易结果应报有关交易机构备案。
（三）交易价格。
放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。
市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。
参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金三部分组成。
输配电价由政府核定，暂未单独核定输配电价的地区，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。
（四）结算方式。
发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。
电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府7性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。
6、普通售电公司与拥有自身配电网的售配电公司的区别
售电公司
售配电公司
实行注册制，无需行政许可
不仅需要注册认定，还需行政许可
需要与当地供电公司协商划分营业区域
需要与当地供电公司协商划分营业区域
‘一承诺’向省政府或省发改委递交材料并作出信用承诺
‘一承诺’向省政府或省发改委递交材料并作出信用承诺
‘一公示’省政府或省发改委在‘信用中国’等信用网站上公示该企业资料，时间最多为15天，公示期满无异议之后列入年度公布的电力市场主体目录
‘一公示’省政府或省发改委在‘信用中国’等信用网站上公示该企业资料，时间最多为15天，公示期满无异议之后列入年度公布的电力市场主体目录
‘一注册’在省电力交易中心注册，获准交易
‘一注册’在省电力交易中心注册，获准交易
‘两备案’在能源局与征信机构备案
‘两备案’在能源局与征信机构备案
在同一营业区内可拥有多家售电公司
在同一营业区内只能有一家售电公司拥有该地区配电网的经营权
需要向被代理方取得授权书，协商电价
与代理方协商电价
在省发改委运行处申报《供电营业许可证》即售电牌照
在华中能源局南昌办事处申请《电力业务许可证》
要承担该营业区内的保底供电服务
拥有自身配电网的售电公司的电价成本将比普通售电公司要低，要有竞争力，而且自主性要比普通售电公司要高，但是准入门槛较高，而且政府部门对该企业的监管较普通售电公司严格，总而言之，能力越大，责任就越大！
7、交易
1、交易方式
市场交易包括批发和零售交易。
在交易机构注册的发电公司、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易。
拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。
有关交易方式另行制定。
2、交易要求
参与交易的有关各方应符合电力市场建设的有关规定，到交易机构注册成为市场交易主体。
市场有关各方应依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。
参与双边交易的买卖双方应符合交易的有关规定，交易结果应报有关交易机构备案。
3、交易价格
放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。
市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。
参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金三部分组成。
输配电价由政府核定，暂未单独核定输配电价的地区，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。
4、结算方式
发电公司、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订三方合同。
电力交易机构负责提供结算依据，电网企业负责收费、结算，负责归集交叉补贴，代收政府7性基金，并按规定及时向有关发电公司和售电公司支付电费。
8、我司如申请组建售配电公司的流程
售配电公司的组建需经过以下几个步骤：
（1）注册公司
注册成立售电公司，经营范围包含电力销售。
（2）获得售电牌照
根据现行的《电力法》，从事供电业务要取得电力行政管理部门颁发的《供电营业许可证》。
（3）划定售电区域落实用户
获得售电牌照意味着具备了售电资质，还需要与政府、电网协调，划定售电区域，落实电力用户。
（4）存量部分租用配网，增量部分建设配网
新电改并未提出配售分开，所以配网还要纳入售电公司考虑范畴。
配网原则上可建设、可收购、可租用，宜根据实际情况确定最佳方式。
（5）建设分布式电源
根据售电区域实际情况建设分布式电源，结合冷热电多能源联供提高能源利用效率，结合能效电厂理论提高需求侧响应水平。
（6）推动直购电交易，降低总体购电成本
推动政策支持售电公司进行统调计划外的直购电交易，利用发电侧的市场竞争降低总体购电成本。
售电公司主要的业务为售电业务，是任何一家售电公司都必须从事的主营业务。
作为一家新设立的售电公司，如果只是照搬供电公司的营销模式、只与用户签订传统的供用电合同，那么竞争实力肯定是很低的。
若想获得更多用户的认可，提升企业竞争力，观茶君认为，售电公司应区别不同用户的需求，提供更加“私人订制”化的供电套餐。
主要的供电合同可分为三大类：
一为传统供电合同；二为可中断负荷合同；三为高标准供电合同。
9、售电公司的盈利模式及创新策略
1、售电公司收入来源渠道
售电公司收入来源主要有电力销售和需求侧响应两个渠道：
电力销售包括电力趸售和自建电源销售。
售电公司可以从外部购电，赚取差价，也可自建电源，赚取增值。
在售电公司发展之初，电力趸售是主要业务模式，降低外购电成本是售电公司的核心任务。
在电价放开之后，如何购得低成本电量，如何利用电价波动降低购电成本将成为售电公司最重要的课题。
需求侧响应也是售电公司的盈利来源。
结合大数据分析和用户负荷预测技术，积极进行用户负荷管理，自建需求侧响应设备，参与电网系统的调峰和调频，赚取官方补贴或市场化收入。
2、售电公司收入来源创新分析
售电公司收入来源创新的方向主要是为客户提供增值服务，以增加收入来源渠道。
以电力消费为入口的增值服务具有广阔的空间。
用户服务的形式是多样的，有些是为了增加用户粘性，有些是直接赚取了收入。
10、国内售电公司优秀投资案例分析
深圳市科陆电子科技股份有限公司售电公司投资分析
1、公司经营状况及财务指标分析
主要经济指标分析
2014年，公司的营业收入和营业利润分别为195460.89万元和9824.93万元，分别较上年同比增长38.74%和35.91%；公司利润总额和归属于上市公司股东的净利润分别为14644.43万元和12569.43万元，分别较上年增长41.83%和46.28%。
总的来说，公司的营收能力良好。
2、企业盈利能力分析
2014年，公司毛利率和销售利润率分别为30.99%和20.32%，分别较上年增长2.05个百分点和1.56个百分点；公司净资产收益率和总资产收益率分别为9.04%和5.40%，分别较上年增长2.42个百分点和0.54个百分点；公司三项费用增长率为48.52%，较上年增长47.79个百分点。
总的来说，公司的盈利能力一般，综合成本有待改善。
3、企业偿债能力分析
2014年，公司资产负债率和股东权益比率分别为68.42%和31.00%，公司负债规模一般；公司已获利息倍数为3.45倍，较上年有所下降；流动比率和速动比率分别为0.96和0.76，均较去年有所下降。
总的来说，公司的偿债能力有待提高。
4、企业发展能力分析
2014年，公司的营业收入增长率和营业利润增长率分别为38.74%和35.91%，均较上年有所提高；公司税后利润增长率为46.28%，较上年有较大幅度的提高；公司净资产增长率和总资产增长率分别为8.85%和58.20%，同样较上年有所提高。
总的来说，公司的发展能力良好。
5、公司电力产业产品及服务结构
深圳市科陆电子科技股份有限公司主营业务分为电力自动化产品、电工仪器仪表和其他三大类，其中，电力自动化产品包括用电自动化类、电力操作电源和变频产品，电工仪器仪表则包括电子式电能表和标准仪器仪表。
2014年，公司主要产品为电工仪器仪表和电力自动化产品。
6、公司发电类资产结构及投资布局
2014年，在新能源光伏发电方面，公司通过收购润峰格尔木电力有限公司及格尔木特变电工新能源有限责任公司方式，正式进入电站运营领域。
截至2014年底，公司累计控制的地面电站约有220MW，并均已实现并网发电。
2015年7月31日，深圳市科陆电子科技股份有限公司全资子公司深圳市科陆能源服务有限公司公告拟在江西、河北及宁夏投资建设总计200MW光伏电站，投资金额总计约为177500万元。
7、公司投资售电公司的方式及规模
公司主要是通过自有资金出资成立售电公司和参股设立售电公司方式投资售电公司。
11、国内售电公司未来发展趋势及投资热点
（一）、中国微电网发展现状
目前，和欧美等国的微电网研究现状相比，我国微电发展尚处于起始阶段，重在解决分布式发电并网问题。
国内已有众多高校、科研机构和企业建设了一批以风、光为主要新能源发电形式的微电网示范工
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