云南售电考察报告

一、市场总体综述

作为清洁能源和西电东送的重要基地的云南省有得天独厚的水电资源,理论蕴藏量超1亿千瓦时,近年来大力发展绿色清洁能源,省内澜沧江金沙江怒江干支流上密布千余家中小电站,2015全省装机容量为7956万千瓦时,预计2016年达8462万千瓦时,但水电装机容量占全省总装机容量的75%,火电装机容量仅占16%,发电量只占8%,水电资源丰富,全省发电能力已超过省内电力需求的4-5倍,弃水量由2012年的24亿千瓦时,到2016年富余达400亿千瓦时。

云南省作为电力体制改革的综合试点省份,结合实际情况,积极推进试点,目前已建成三个主体(售电购电输电)一个中心(电力交易中心)三个市场(省内 省外西电东送 清洁能源)四种模式(直接交易 集中竞价挂牌 发电权交易)的3134市场交易模式, 截止2016年10月云南省内电力交易量达507.7亿千瓦时,较2015年320亿千瓦时增长58.7%,预计全年全省达560亿千瓦时。

二、规则解读

为促进电力市场稳定健康有序协调发展,云南制定了电改运营规则和交易实施方案,细读规则和方案,与其它省份如广东省份相比,差异主要体现在如下几个方面：

1) 云南在充分发挥一个平台三个主体三个市场四个模式的市场作用,进一步完善扩大交易规模,实现100%大工业用户全部放开参与交易全电量,充分发挥了市场对资源的配置决定性作用。

2) 市场交易模式方面不仅设置了电力用户与发电企业直接交易,售电主体与发电主体在交易平台的集中撮合交易;而且根据自身以水电为主清洁电力站80%以上的实际情况,还设置了发电权交易以及挂牌交易。

3) 交易周期方面不仅如其他省份的年度长协交易和月度竞价交易,还设置了日前交易,交易更及时更高效。

4) 虽然火电企业和水电企业全部纳入市场交易,同一平台竞争,但水做为清洁能源享有优先权;同时,为避免水电企业竞相低价,设置了最低交易限价0.15元/千瓦时。

5)针对购电偏差考核详细规定了免除偏差的限值3%和偏差电费0.03元/千瓦时.而且还规定了用户承担电量偏差的90%,售电公司承担10%。

三、售电公司目前发展

1)定位

通俗讲售电公司是替用户跟电厂议价,然后尽可能降低用电成本,并从中分一杯羹,这不是新增的环节,而是打开以前单纯由国网和南网售电环节,打破垄断,多家售电公司加入引发市场竞争,用户在不同售电公司之间选择最便宜最合适的用电价格方案,供电质量不会因选择而改变,由输配电公司保证,售电公司替用户承担风险并获得相应受益,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。

截止2016年10月底全省注册36家售电公司，但是真正开展业务的售电公司预计在10家左右

2)人员构成

一个成熟的售电公司应该具备以下人才--了解电厂信息的人才、熟悉电网内部的人才、谈判能力很高的市场人才。缺一不可。电厂人才时刻掌握市场信息，电网人才在现阶段能才客户信息方面有很大的左右，市场谈判人员肯定是必须的。当然现阶段可能交易中心的人能部分代替电厂人才及电网人才。日后需加强负荷预测和电量平衡，以及综合能源设计和管理方面的人才。

3)营销模式

云南电力市场包含省内市场西电东送和清洁能源市场3个市场，设置了直接交易集中竞价交易挂牌交易发电权交易4种交易模式，交易周期包括年度交易月度交易日前交易。

针对云南省内市场，售电公司现有的业务开展模式有如下几种：

(1)无保底模式--为客户代理市场化交易，然后抽取一定比例服务费。或者按照电量收取服务费，这种模式对客户的诱惑力不足，但是针对市场大多数小用户来说可以接受。

(2)保底不分成无风险--给客户承诺一个保底价，然后做到保底价以下归售电公司收益，往上没有风险，但是没有收益。

(3)保底不分成有风险--给客户承诺一个保底价，然后做到保底价以下归售电公司收益，往上需要赔付。

4) 目前现状

a)36家售电公司遍布全省,相对分散,规模实力不均衡,掌握的资源不一致,市场议价能力差别巨大,以及每家售电公司重心不同,仅部分售电公司将售电作为主营业务开展,全力投入电力电量推广,更多地售电公司是兼营,仅希望在电改红利蛋糕分一份,这种投机行为势必没有长远眼光和长期发展的设想和规划。

b)用电大户如云南冶金集团及云天化等集中度相当高,同样售电公司业绩存在高集中度。

c)目前营销活动处于关系营销的初级阶段,成熟发展需要一个过程;售电公司目前应加强关系营销递进客户关系的同时，充分介绍政策的同时利用信息不对称性，尽快与客户达成交易，提高签单速度，保证合理利润。某种程度而言，签约速度越快，签单越早，利益越大。

d)针对一些中小型售电公司，在面对大用户如云南冶金竞争时，竞争对手包括发电背景的售电公司，竞争激烈，而且利润微薄，故中小型售电企业可以将重点潜在客户放在潜力巨大的大批量的小客户上，充分利用小客户聚集效应，积少成多，积腋成塔。

e)危机即是机遇，上述不成熟的市场环境同时也给予一些有背景有实力并具有宏伟战略的公司迅速做大做强的机会。

5)建议与对策

a)发电企业报价逐渐回归理性,售电侧报价更加专业,双方价格差价逐渐减少,售电公司利润减少,促使售电企业不能只专注于购售电贸易,而应该更加贴近用户,为用户提供专业用电个性化增值服务。

b)作为能源服务综合提供商,不仅提供供电，供暖、供天然气、光伏发电等绿色清洁能源一揽子方案是今后重点考虑的切实可行的方案之一。

c)针对不同客户设计不同能源套餐,类似移动流量通话套餐。

d)充分利用日前交易,推行实时电价,减小偏差量,降低或转嫁风险,赚取固定利益差。

e)加强与客户沟通,了解客户生产订单运营情况,准确预估客户的每月甚至每天的电量变化,提高负荷预测和电量平衡的能力,减少偏差惩罚,少罚即是赚钱。

f)长远来看,竞争最终是综合实力的竞争,如何通过差异化路线快速提升核心竞争力是摆脱目前关系营销的必由之路。

四、2016盈利分析及2017前瞻

2016年是一个恐慌的行情，整个价格在丰水期最低到5分，地板价在10分，所以很多电厂一直亏损。售电公司利用这种恐慌及用户信息不对称的基础上，赚取很多利润。所以2016年整个云南省开展业务的售电公司应该都是盈利的，只是多少不定。

今年不论是售电公司还是用户在跟电厂谈明年的双边直供电的时候，很多电厂要么不给价格，要么价格很高。所以截止11月底，整个市场的行情不清，但是达到了电厂的要求(降低用户期望值)，现在整个市场弥漫的是一种明年双边直供电涨价的行情。

从供需两侧来看，作为供应侧的以澜沧江和金沙江为主的两江的电厂与作为需求方为代表的云南冶金等大用户的博弈每天精彩变化上演。电厂方现在一直在拉价，他们给出的价格为明年全年2毛，而且全年均等电量的用户不给价格。另一方面，冶金拿出200亿的电量给电厂发出询价函，并且给出的条件为上半年0.15元/千瓦时，下半年为0.09元/千瓦时。据我所知，国企、央企及大型电厂不愿意跟冶金合作，但是很多中小水电厂按照枯汛比例为1:10的比例给了冶金，这种情况下可能会让很大一部分小水电厂的电量被冶金吃完，那么明年无论是直供电或者是月度交易的价格都不会像今年这种白菜价。

其实无论冶金还是两江的电厂都不能避免明年的丰水期价格会跳水这一个事实(至少这个概率会很大)，所以在现在客户期望值很低的情况下，如果售电公司能利用自己的渠道买到低价电量或者跟电厂达成一种协议(保证盈利)情况下，可以生存的空间还是很大。或者很大批量的中小型用户，这些用户对价格不敏感，但是成批量的小用户绝对是一块很大的蛋糕。