价差对：将发电企业与用户报价配对，用发电企业申报价差减去大用户申报价差， 计算生成竞争交易价差对。
交易撮合：价差对为正值时不能成交，为负值或零时价差对小者优先中标交易；价 差对相同时，按申报价差相应电量比例确定中标电量。因采用分段报价，因此按量价段 撮合交易，而非按厂撮合。
无限次报量报价：集中竞价中，在总电量不超过上限的条件下，用户和发电企业可 以无限次修改报量和报价。从去年底竞价情况来看，发电企业一般会进行 3-5 轮量价修 改，但用户修改频率低，大部分首次报价后不再修改。
2016 年 2 月 3 日，作为重庆首批挂牌的 3 家售电试点公司之一的重庆两江长兴电力公 司(以下简称两江长兴电力)，和两江新区内 12 家用户签署了售电协议。2016 年协议售电量 1.3 亿千瓦时，平均签约电价 0.6 元/千瓦时。该区域企业平均用电价格为每度电 0.8 元左右， 降幅超过 25%。当时，重庆市一位副市长也参加了上述签约仪式。另外，该方案还给予售电 公司结算开票权，由于发电企业向售电公司或直接参与市场交易的用户开具购电发票，售电 公司给其用户开具售电发票，电网企业给售电公司或直接参与市场交易的用户开具输配电 费、政府性基金代收等发票。
二、 售电公司交易模式及盈利情况分析
1. 交易模式
关于售电公司的交易模式上，广东和重庆两个试点区域有较大的区别。 广东地区，将售电公司纳入了直购电的集合竞价交易中，并初步建立了包含售电公司在 内的市场交易中心。交易市场中，符合规则的交易主体（用户侧）可以通过和售电公司签署 一年期的售电协议和代理协议在直购电交易市场中进行交易。（电力大用户可以选择是自行 参与交易还是通过售电公司代理参与交易，而 11 个省级产业园的商业用户只能通过售电公 司代理参与直购电交易） 重庆地区，目前没有顺利开展统一的电力交易平台，同时也没有明确市场中的交易主体 和要求。因此，目前的交易模式是售电公司直接同试点区域内的用户签署售电协议（比原电 网售电价格低），向上直接同发电企业签署购电协议，同时向电网企业缴纳输配电费用。（售 电公司同样具有代理性质，但同广东相比，因为没有统一的集合竞争交易平台，所有的售电 和购电都是协议价格不是竞争价格。此外，由于代理用户并非直购电大用户，因此在售电侧 同电网企业产生了利益冲突，造成电网企业对输配电价格强势态度。）
竞价及撮合办法 报价差：竞争交易报价采用价差报价的方式，即电力用户申报与现行目录电价中电
量电价的价差，发电企业申报与上网电价的差价。电价下浮为负，电价上浮为正。申报 价差最小单位为 0.1 厘/千瓦时。
分段报价：用户和发电企业报价最多可分成三段报价，各段电量总和不能超过允许 申报上限，电力大用户允许申报最少电量为 10 万千瓦时，发电企业允许申报最少电量 为 100 万千瓦时。采用三段报价，是降低用户和发电企业不中标风险的一种有效措施。
广东电力交易中心组织了 3~5 月的三次月度电力竞价交易，这些售电公司也参与 其中，开创了国内售电公司参与电力直接交易的先例。
数据显示，广东已经完成的三次集中交易，总成交电量为 39 亿度。其中售电公司 共成交电量 28.4 亿度，占比 73%；售电公司获得的电量也由 3 月的 65%上升到 5 月的 83%。
交易情况 根据两江长兴电力签署协议，3 月 1 日要向大唐重庆分公司购买电分，并售给签约用户。 但由于电网坚持不同意见，售电没有实现。主要问题如下： （1）结算问题，国网重庆市电力公司要求与用电企业结算，两江长兴电力公司收取购 售电差价的服务费；两江长兴电力公司坚持按照《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》与 用户直接结算，向国网重庆市电力公司支付输配电价。政府多次协商但电网公司态度坚决， 目前该问题已上报国家发改委裁决。 （2）输配电价问题，国网重庆市电力公司认为《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》 中现行的输配电价核定时间较早，不能代表目前及今后 3 年的输电成本，拒绝执行并要求 “一户一核”。重庆市政府认为在新的输配电价未出台前，应按照已出台的文件执行，“一户 一核”不仅将造成电价混乱，而且不能达到输配电价透明。
虽然广东售电公司在三次交易中大赚一笔，仍然没有开具发票结算的权利。根据广 东经信委的文件，广东电力交易中心根据交易执行结果出具结算凭据，发电企业的上网 电费和售电公司价差电费，都要由电网公司进行支付。
2. 重庆
推进概况 2015 年 12 月 9 日，国家发改委、能源局批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试 点。 2015 年 12 月 18 日上午，重庆市委市政府在举行重庆两江长兴电力有限公司(中国三峡 集团控股)、重庆能投售电有限公司(重庆市能投集团控股)、重庆渝西港桥电力有限公司(国 电投集团控股)3 家试点售电公司授牌仪式。
2015 年底，重庆市经济信息委下发《关于做好 2016 年电力用户与发电企业直接交易试 点工作的通知》，2016 年重庆市电力直接交易确定为 80 亿千瓦时，约占全省工业用电量的 25%。此次直接交易输配电价按 2010 ห้องสมุดไป่ตู้核定的执行，电网公司过网费下调 3-5 分/千瓦时， 电厂让利幅度在 3 分/千瓦时，加之直接交易不实行峰谷电价，用户电价普遍下调 6 分/千瓦 时左右。
方案明确，自 2015 年 11 月 28 日国家批准重庆市开展售电侧改革试点之日起，在试点 区域内，符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均达到国家标准的新增电力用户，除实行 差别电价和惩罚性电价的企业外，均可参与售电侧改革试点。存量电量用户及其同址扩容新 增电量暂不纳入此次试点。在正式核定不同电压等级输配电价标准前，输配电价暂执行现行 大用户直供输配电价标准（2010 年国家发改委批复的重庆市输配电价），220 千伏、110 千 伏、其他电压等级输配电价分别为 0.1942 元/千瓦时、0.2152 元/千瓦时、0.2372 元/千瓦时。 政府性基金及附加中暂免征收城市公用事业附加费 0.025 元/千瓦时，按 0.0548 元/千瓦时 计。发电企业向售电公司或直接参与市场交易的用户开具购电发票，售电公司给其用户开具 售电发票，电网企业给售电公司或直接参与市场交易的用户开具输配电费、政府性基金代收 等发票。
2016 年 2 月 5 日，重庆市人民政府办公厅下发《关于印发重庆市售电侧改革试点工作 实施方案的通知》---渝府办发〔2016〕20 号。方案明确售电侧改革试点范围为支柱产业和 战略性新兴产业重点项目集聚区，包括两江新区水土、鱼复、龙兴三个园区，长寿经开区晏 家、江南、八颗三个组团，万州经开区，万盛平山工业园区，永川港桥工业园区，以及中石 化页岩气开发、管输、利用领域。
用户 （1）年用电量 8000 万千瓦时以上的省内大型工业企业；列入《广东省主题功能区 开发产业发展指导目录》的园区内年用电量 800 万千瓦时以上的企业；2015 年用电量 5000 万千瓦时以上的商业用户；符合上述条件且已在广东电力交易中心注册的用户 333 家，2015 年总用电量约 240 亿千瓦时； （2）部分省级产业转移园区（共 11 家）内的工商业用户，2015 年总用电量大约 30 亿千瓦时。此批 11 家园区内电力用户（不含第 1 条已确认的大用户），必须通过售 电公司代理进行购电，目前园区内已注册用户 168 家。 电厂 广东省内单机容量 30 万千瓦及以上的燃煤发电厂，现有符合条件的发电企业 38 家，均已注册，合计装机容量约 5090 万千瓦。 售电公司 “粤经信 84 号文”确定的并已完成注册的售电公司共 12 家，后增加一家“广州 穗开电业有限公司”，到 3 月份竞争交易开市前，可参加交易的售电公司共 13 家。（以 粤电力、华能、华润电力、中电投等 8 家国有发电企业成立的售电公司为主，一家民营 发电企业成立的售电公司，另外还有新奥(广东)能源销售公司、深圳深电能售电公司、 深圳兆能供电服务公司 3 家民营企业，以及广州经济开发区成立的广州穗开电业公司） 售电公司参与竞争性交易必须首先取得所代理客户的代理授权，已注册的大用户可以在 交易系统中确认代理关系，园区用户必须有相关协议。据电力交易中心称，实际执行中 园区用户也需要在交易系统注册并确认关系。 交易电量 按照广东省的计划，2016 年直接交易电量规模为 420 亿千瓦时，约占广东电网全 年售电量 10%。其中 280 亿千瓦时为年度长协，140 亿千瓦时为月度竞价。因 1、2 月 份广东未进行电量竞争交易，因此 140 亿千瓦时竞争交易电量在剩余 10 个月内平均分 配，每月 14 亿千瓦时。
售电改革及售电公司盈利分析初探
一、 广东、重庆两省市的售电侧改革概况
1. 广东
推进概况 2015 年底广东省经信委下发的《关于 2016 年电力大用户与发电企业直接交易工作有关 事项的通知》（粤经信电力函〔2015〕3137 号）中，明确了 2016 年将有 12 家售电公司进入 电力直接交易市场，采用代理电力用户购电的方式，参与长期协议交易和竞争交易。 2016 年 3 月 1 日，广州电力交易中心挂牌。3 月 22 日广东经信委和南方能监局下发了 《关于明确 2016 年售电公司参与直接交易有关事项的通知》（粤经信电力函〔2016〕84 号， 以下简称“粤经信 84 号文”）。3 月 25 日，在广东电力市场交易系统上进行了有售电公司 参加的首次集中竞争交易。 市场交易主体
以 3 月的交易为例，发电企业申报的电价平均申报价差达到了 0.429 元/度，但是 用户申报的平均申报价差只有 0.0244 元/度，两者之间的差价高达 0.4 元。随后在 4 月、 5 月的两次交易中，这一价差分别为 0.382 元和 0.481 元。
有机构测算，三次交易电厂向需求方合计让利 5.3 亿元，其中预计有近 4.5 亿元被 售电公司获得。平均计算，一度电售电公司就能赚取超过 0.13 元的差价收益。
（3）价差电费返还机制的改变。在以往的交易中，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。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。因此，可以看出，售电公司暴利的主要来源 是 25%的价差电费返还，这部分本来返还给用户的价差电费，基本均被售电公司收入囊中。