一股凛冬将至的味道。
“现在是一边研究规则，一边培训，一边头疼明年的长协该怎么签，难啊。”一位售电公司经理说。隔壁会议室里，从省内各地赶来的项目部员工等着他的培训。
广东售电市场在2016年可谓搭了一班“过山车”：集中竞价降价幅度从最初的1.25毛减小到年内最后一次的3.7分，售电公司从最初的13家增长到目前的207家，加上电煤价格出乎意料的上涨速度和幅度，使得业界普遍认为，2017年发电侧的关键词是“坚守阵地”，而售电侧是“大浪淘沙”。
发电侧
煤机压力接踵而至
原本电力供应总体过剩，火电设备平均利用小时数持续受压，电厂让利空间普遍被业内看好，但2016下半年电煤价格出乎意料的上涨幅度改变了这一预期。
eo记者此前报道过，在广东经信委10月组织召开的新规则宣贯会上，国家能源局南方监管局的相关负责人公开提醒市场主体，截至目前，环渤海煤价与年中相比已上涨200元/吨，折算为标煤，对电价将产生8-9分钱的影响。
据悉，针对目前情况，各地燃煤电厂纷纷向相关政府部门提出调整电价，建议解决煤电联动长期滞后于煤价波动的问题。
此前传闻广东核电、气电将于2017年进入市场也使得本地燃煤电厂颇为警觉，只是最终规则明确，只将富余西南水电及一定条件的热电联产机组“放进”市场。
它们会否成为发电侧的“黑马”？
在广州举行的2016年新电改政策暨售电行业研讨会上，华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇认为，西南水电进入可能会对市场产生较大冲击，因为其明显的价格优势。
曾任职广东电网的马博不久前则撰文指出，正是因为成本优势，西电是合同电量转让交易中很好的受让方，如果省内发电成本较高的煤机能合理利用合同转让，实现利益再分配，可能与西电“和平共处”。而在集中竞价环节，西电可能在一定程度上挤压本地煤机的市场份额，但受到送电通道限制，上限不会太高，只是可降价空间大于煤机可能导致报价出现“羊群效应”，即煤机为抢短期电量，跟风报低价，赔钱发电。
在一位没有电厂资源的售电公司经理看来，热电联产机组的利用率普遍比传统煤机更高，可降价空间可能成为另一个变数。
握紧话语权
“即便如此，只要其他电源形式，包括核电等2017年不进入市场，火电的话语权很难被削弱。”
据上述经理向eo记者介绍，明年电厂的让利边际已经成为困扰无电厂背景的售电公司的头号难题。在与客户和电厂进行三方谈判的一个月时间里，原本是谈好每度电降2分钱的，过了一周，客户找来说其他售电公司降4分钱。
“听说这个星期均价又变成降3.5分钱了。“
说起年度长协合同，他有些无奈：作为一个没有电厂背景的售电公司，如今真切地感受到短板所在，要想签下有竞争力的合同，花费的精力是其他人的好几倍。
据悉，目前一些参与广东市场的燃煤电厂正在年度长协的让利空间上达成“默契”，相应地，有电厂背景的售电公司也在对用户的长协合同中达成“默契”。
不过，并非所有发电主体都默认一种思路。据了解，尽管省内的燃煤电厂所占市场份额相差甚为明显，根据广东交易中心的统计数据，粤电集团参与市场的机组装机容量占总装机容量的32.1%，但各发电集团根据自身机组不同的煤耗情况，仍有一些电厂在年度长协价格上有所松动，有的甚至已经和购电方初步达成了更大空间的让利约定。
广州亦云信息科技有限公司CTO胡大立认为，广东新规则的统一出清机制可以在一定程度上把不同电源的利润空间进行转化，因此成本越低利润越高，有利于社会资源和能源结构更高效地进行优化配置。但与此同时，更可能形成价格串谋。
另一方面，据了解，省内不少燃煤电厂正在向政府相关部门争取压低市场电量规模，即k0数值。
根据新规则，燃煤发电企业可参与年度（月度）双边协商交易的小时数上限=年度（月度）平均双边协商交易小时数×【k0-k1×（发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗】，其中，k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监管机构发布。k0越大意味着市场电量规模越大。
售电侧
购售电不赔就是万幸
除了发电侧的让利空间收缩，此前eo记者报道，偏差考核成为购电主体的一大“心病”。
按照目前南方局在宣贯会上给出的一份综合测算，正偏差在50%，负偏差在33%以内，最终电价都不会超过目录电价，也就是说，如果偏差保持在此范围内，客户仍然可以享受到较为优惠的市场电。
但在零售市场中，售电公司与客户是以分成形式拟定代理合同的。一位售电经理举例，如果按最极端的9/1分成（客户占90%，售电公司占10%），售电公司可以承担的偏差范围只能在负3.4%到正10%之间，再大就得赔钱。
但是，为了赢得客户，现在有不少售电公司承诺：自己将为客户承担所有电量偏差考核结果。
该售电经理认为，按理说在严苛的偏差要求下，售电公司应当向客户说明要共担风险，明年的电价结构是实际用电量×（目录电价+成交价差+偏差考核），收益应当是在计算偏差之后再予以分成的。
当然，一些电量规模较大的售电公司可能根据其代理用户的用电情况，分别报成正偏差和负偏差两类，那么最后结果可能正负抵消，将偏差中和。但对于电量规模较小的售电公司来说，为客户兜底偏差无疑要承担极大的风险。
此外，统一出清模式下，售电公司不再具有“议价”权，2016年一些已成型的集中竞价报价策略可能成为历史，更多的是被动接受发电侧的价格。而“温婉”的一面则是剔除量相较今年可能变小。也就是说，明年中标不是一件很难的事情，大部分电量报价趋向“稳当”，只拿出小部分电量去试水价格边界。
此外，根据规则（试行）文件，当总市场电量大于双边协商交易电量时，总市场电量减去双边协商交易电量后的电量，按月度集中竞争交易成交价差结算；当总市场电量小于双边协商交易电量时，双边协商交易电量减去总市场电量后的电量，按月度集中竞争交易成交价差的绝对值结算。
第二种情况是否意味着可以在月度竞价中申报负电量？如果可行，那么负电量的电价该如何结算？
“还要向交易中心请教这些细节。现在是摸着石头过河，挣扎中求生存。”
能否把握黑暗中的那道光
面对价差收缩和偏差考核的双重压力，eo记者接触的多家售电公司均表示，2017年基本共识是：从用售电“养”服务转变为用服务“养”售电。
但现实比梦想要骨感。
一位工程设计施工背景的售电公司经理介绍，最初切入售电市场，就是想利用原有的优势，为客户做设备养护、检测、应急抢修等增值服务。
“地方供电局送电到客户，客户打95598报修，我们也正在策划，准备推出类似的服务。”
但事实上，除了降电价这个直接的“甜头”以外，增值服务根本构不起用户的兴趣，因而大多都只能沦为“赠品”。
“还不如免费代理购电，收取相关服务费用来得实在。”
对售电公司来说，降价空间在1毛钱及以上的时候，免费为客户提供相关服务是能够承受的，但目前度电几厘钱的利润很难再支撑高成本的附加服务。只要认真算一笔账，就会发现售电公司代理客户购电的分成所得甚至无法覆盖其为客户提供服务所付出的成本。
已有相关资源的售电公司情况稍好，力所能及的服务也就是顺手而为。但对于需要投入新的人力、物力才能提供的服务，难度较大。
据一位从事节能改造服务的业内人士介绍，每一项增值服务都有其门槛，真正有增值服务能力的售电公司很少，不少都是“二传手”。就拿节能改造来说，掌握核心技术，并且能够实施的企业并不多。
那么，是不是真的没有出路了？
有一些售电公司已经开始转变思维方式，比如，以往节能改造的节电率至少要达到40%才能调动客户的积极性，但现在结合电力交易的相关业务，也许这个比例能够下降到30%。
“我们现在可能整合各方资源，考虑免费帮客户改造，签订10 - 15年的长期协议，从客户节省的电费里分成。”
此外，据壹条能此前报道，国家发改委近日下发关于征求《电力需求侧管理办法（修订征求意见稿）》意见的函，在电价方面增加了尖峰电价、差别电价、惩罚性电价、居民阶梯电价，并探索试行、推广蓄能电价、需求响应电价等。
业界将此解读为可以期待负荷交易的到来，这对一些具备负荷预测能力的售电公司来说无疑是个好消息。还有一个见得到光的方向是分布式园区售电，这对于一些坐拥气、电等上游资源的售电公司来说，凭借其上游成本优势，将获得更多机会。
2017年，是考验售电公司“真功夫”的时候。
