发电侧竞价仅考虑边际成本，以价换量。广东省2016年放开的直接交易电量规模为420亿千瓦时，预计仅占全年用电量的8%左右。由于计划分配电量已经在盈亏平衡小时数以上，发电企业在集中竞价交易时仅需要考虑发电的边际成本。以火电为例，根据机组规模的区别，度电耗煤量为270-340g，考虑水费和环保费用等其它费用，边际成本约为0.2元/kWh。
75%：25%的返还机制使得发电企业报价简单粗暴。3-5月的电力交易中，发电企业和用户的返还比例为75%：25%。发电企业即使报-500厘/kWh的最低限价，经过返还后最终的结算价也仅为-150厘/kWh左右。广东省煤电上网标杆电价为0.45元/kWh，这样发电企业可以获得0.3元/kWh的收入，由于仅需考虑0.2元/kWh的边际成本，每度电仍有0.1元的净利润，十分可观。越来越多的发电企业报价主动向地板价靠近以获得更多的发电量，申报均价不断降低。
与发电侧相比，用户侧报价中标区间更窄。发电侧三月份的中标区间（中标的最高报价-最低报价）高达260厘/kWh，显著高于用户侧中标区间，此后发电、用户侧中标区间比逐步缩窄，但到五月仍高达1.4。中标区间的大小反映出对申报价格精准度的要求，由此看来用户侧对申报价格的精准度要求要显著高于发电侧。
用户侧申报价差对其结算价差的影响更大。从结算价差对其申报价差的敏感程度来看，发电企业申报价差每变动1厘/kWh带来其结算价差的变化幅度为0.3-0.6厘/kWh，而用户申报价差每变动1厘/kWh带来其结算价差的变化幅度为3-10厘/kWh。用户侧申报价差对其结算价差带来的影响十分显著，对报价策略的要求更高。
3.2、售电公司技术优势显著，获得“暴利”
从竞价结果看，售电公司与电力大用户相比优势显著，反映在中标率和结算价差方面。
除三月份以外参与竞价的售电公司均全部成交，而电力大用户缺乏对报价机制的深入了解以及对竞价形势的主动预测能力。在5月份交易中预计有不少大用户是参照4月份的用户成交最低价进行报价，结果未能取得成交，电力大用户成交率仅为40%，而售电公司成交率仍然保持为100%。
售电公司有效的报价策略在确保成交的同时还能保证盈利能力。用户的报价策略需要在报高价保证中标和报低价保证盈利能力之间进行权衡。报得过低，有可能无法竞得电量，而如果报得过高，如3月交易中有用户报-0.1厘/kWh，虽然能够竞得电量，但最终结算价格仅为-0.5厘/kWh，经济效益并不显著。售电公司以70%左右的中标电量分享了90%左右的发电企业让利，实现了量与价的兼得。
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。我们认为集中竞价交易中用户成交的最低报价可代表用户降价预期的上限，按照5月份交易数据来看，用户降价预期的上限在0.03元/kWh左右。实际上大部分用户对降价幅度的预期是参照的以往的大客户直购电的情况，通常在0.01元/kWh左右，从行业层面了解的情况来看，用户与售电公司签订的长期代理协议中要求的降价幅度为0.01元/kWh左右。3-5月份平均结算降价幅度均在0.13元/kWh以上，也就是说售电公司每度电的利润在0.1元以上，在电力交易市场放开初期获得暴利。
4 售电前景：初期暴利模式难持续，长期竞争力靠差异化
4.1、上下游变化将影响售电公司盈利能力
返还比例变化导致发电企业报价提升。在广东3-5月的电力集中竞价交易中，由于发电企业和用户之间75%：25%的返还比例，发电企业报价时基本按接近-500厘/度电的地板价报价以确保成交，而按照75%的返还系数最终结算的价差基本在-150厘/度电左右，按照边际成本考虑的话仍有可观收益。6月份开始返还比例调整为50%，若发电企业仍报地板价，则至少让利250厘/kWh，大部分发电企业应该无法接受这一亏本价。这就迫使发电企业放弃地板价，回归理性报价。实际上，6月集中竞价中，报价-500厘/kWh的发电企业最终结算价差为-289.6厘/kWh，广东煤电上网标杆电价为0.45元/kWh，也就是说该发电企业此次集中竞价电量的最终上网电价为0.16元/kWh，即使是边际成本也无法覆盖。6月份发电侧最高申报价差为-60.6厘/kWh，平均结算价差为-93.6厘/kWh，较前几月显著提高，也就意味着售电公司利润的压缩。
用户降价预期发生变化。用户委托售电公司代理，此前由于无经验可循，参照的是大用户直购电的降价幅度。以广东为例，2015年共有207家用户和35家电厂参与电力直接交易，交易电量达到229亿千瓦时，用户电费支出减少超过了1.6亿元，平均电价降幅为7厘/千瓦时。初期由于信息不对称以及售电公司资源的稀缺性，用户要求的降价幅度仅为每度电1分左右。随着前几批电力集中竞价交易披露出售电公司暴利的信息，同时售电公司大幅扩容，新签用户必然会要求增大降幅。
4.2、直接交易电量占比的提升将降低发电侧降价幅度
前面分析的发电企业以覆盖边际成本为底线的报价策略，是基于目前发电计划只是放开了一小部分，大部分发电小时数还是统一分配。由于统一分配的部分已经在盈亏平衡小时数以上，作为增量部分的集中竞价交易市场只需要考虑边际成本即可。随着未来发电市场的进一步放开，集中竞价交易的规模越来越大，统一分配的发电小时数在盈亏平衡小时数以下，降价中的度电成本不仅要覆盖边际成本，还要分摊部分固定成本。
以火电为例，对不同发电计划放开比例场景下发电企业的降价空间进行近似测算，主要参考广东相关数据。上网电价按0.45元/kWh（含税）考虑，2015年广东火电机组平均利用小时数4028小时，同比下降550小时，我们认为随着新增机组的投运，平均利用小时数还会进一步下降，按照3800小时考虑。假定盈亏平衡小时数为3300小时，参与集中竞价的发电企业通过降价可获得更多的发电小时数，达到4000小时。
测算中可以看到，当分配的发电小时数在盈亏平衡小时数以上时，发电企业集中竞价价格只需要能够覆盖边际成本（主要是燃料费用）即可，此时有较大的降价空间。随着发电计划逐步放开，分配的发电小时数低于盈亏平衡小时数，竞价时除了边际成本，还要考虑分摊固定成本。根据我们的测算，当放开比例达到50%时，降价空间最大为6分/kWh，超过的话发电企业将出现亏损。
4.3、长期竞争靠差异化获取用户
准入门槛和售电复杂性提升售电公司价值。电力市场是逐步放开的过程，中短期内准入门槛的设立使得大部分普通工商业用户不满足年用电量的要求，对售电公司有依赖。即使是满足准入条件的工业大用户，由于电力交易的复杂性，往往对交易规则的理解不透彻、对变化的响应不及时，后期可能还会承受多买和少买的惩罚性措施，权衡自身参与竞价交易的投入和产出后，很多还是会选择售电公司代理。
发电计划的放开是渐进过程，根据国家能源局日前下发《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)意见的函》，2016年我国力争直接交易电量比例达到本地工业用电量的30%，2018年实现工业用电量100%放开，2020年实现商业用电量的全部放开。随着直接交易电量的比重的逐渐增大放开，电力交易的盈利市场空间将进一步被打开。结合实际推进进度，预计1-2年内发电计划放开程度为20-30%，发电企业可以接受65-6分的降价，售电公司和用户分享这部分红利，售电公司每度电挣，售电公司和用户分享这部分红利，售电公司每度电挣32-3分，对应0200亿左右的行业利润空间；中长期来看，发电企业可以接受的降价幅度亿左右的行业利润空间；中长期来看，发电企业可以接受的降价幅度43-4分，售电公司每度电挣分，售电公司每度电挣21-2分，对应0300-400亿的行业利润空间。
在电力交易产业链中，由于供大于求的客观现状，用户将是核心主体，如何获取用户将是售电公司经营制胜的关键。在各类售电公司中，我们认为最有竞争力的是能够直接接触客户并通过差异化服务绑定客户的主体，具体来看，主要是从事用电服务、需求侧响应及配网运营的公司。
