售電公司核算交易

① 售電公司怎麼經營運作

以技術手段為售電公司參與電力市場交易和穩定、優質、經濟運行提供保證，為簽約用戶提供邊間的網上業務營業廳購售電經營、提供全方位售電業務信息化支撐，滿足客戶服務、售電測算、增值服務、市場營銷等售電公司基本業務，售電公司可藉助配售電平台快速開展售電及相關業務。

需求側響應也是售電公司的盈利來源。結合大數據分析和用戶負荷預測技術，積極進行用戶負荷管理，自建需求側響應設備，參與電網系統的調峰和調頻，賺取官方補貼或市場化收入。2用戶增值服務前文講到，以電力消費為入口的增值服務具有廣闊的空間。

② 售電公司應該如何運作

建設一個基於計算機、網路通信、信息處理技術、融入電力系統及電力市場專理論的綜合信息系屬統，以技術手段為售電公司參與電力市場交易和穩定、優質、經濟運行提供保證，為簽約用戶提供邊間的網上業務營業廳。

售電公司開始和電力用戶按照1:2的比例分成這部分降價，在0.3元的降價幅度中，售電公司自己留下0.1元/度，電力用戶享受0.2元/度的降價幅度。

③ 售電公司是怎麼操作運營的

您有了這家公司以後，就需要一個售電的平台了，大部分是通過網路

④ 售電公司已經注冊下來了 是不是就可以進行售電業務了

1.首先進行工商注冊，成立獨立法人，法人機構有良好的企業信譽，不能有違法違專 紀記錄。審查的不是公示類屬型，而是經營范圍有「電力供應」，「售電」「電力銷售」等類似電力行業的經營范圍；
2.注冊資本金要求較高，2000萬元注冊資本金是起點。注冊資本金與公司售電規模成 正比。注冊資本金 2000萬元，售電規模將被控制在 30 億千瓦時左右;注冊資本金達到 1-2 億元， 售電量規模可以達到 30-60 億千瓦時;注冊資本金超過 2 億元， 售電量規模不受限制。資產一般是指審計報告或者驗資報告；
3.售電公司需要固定工作場所，建立信息通訊系統，為客戶提供服務。經營場所是需要同時場所的照片和介紹；另外需要在合同管理，售電管理，結算等方面能滿足售電需求的電力交易系統平台軟體；
4.國家對售電公司的硬性要求是，在電力收費系統、電價管理、服務營銷等三個領 域，分別擁有 5年以上的專業人員，用於輸電系統的運行和營銷服務，基本要求是一高三中六普十個專業人員，有的地區需要提供畢業證或者社保。

⑤ 發電公司，售電公司，電力用戶，國家電網，電力調度中心，電力交易中心這六個名詞什麼關系

內容摘要：本文簡要介紹了華中電力市場改革的階段性目標，在描述市場基本競爭態勢的基礎上，分析了市場化改革對華中區域發電企業的利益調整，以及發電企業所面臨的機遇和巨大挑戰。提出了發電企業為適應電力市場化改革應採取的精細化管理、電力營銷等積極措施。

為了充分發揮市場配置資源的基礎性作用，建立與社會主義市場經濟體制相適應的電力體制，2002年國務院出台《電力體制改革方案》，明確了我國電力市場化改革的方向。在初步實現廠網分開和電力企業重組後，全面推進區域電力市場建設，實現發電企業競價上網，成為電力市場化改革的重點。2005年4月，東北區域電力市場正式啟動月度市場模擬競價，拉開了我國區域電力市場建設的序幕。2005年7月和11月，華東區域電力市場和南方電力市場相繼啟動模擬運行。今年3月，華中電監局公布了華中電力市場建設方案徵求意見稿，華中電力市場改革開始啟動。

一、華中電力市場改革的主要內容和階段性目標
華中電力市場建設分三個階段目標組織實施。第一階段，建立區域統一的電能交易平台，引入競爭機制，開展區域內參與競爭的發電企業電量競爭上網；第二階段，逐步擴大參與競爭的發電企業范圍，增加電能交易品種，完善市場功能；第三階段，隨著電力體制改革的深化和電價改革的逐步到位，在售電環節引入競爭機制，所有具備條件的發電企業和用戶直接參與市場競爭，並適時開展電能金融合同交易，最終形成政府監管下的統一、開放競爭、有序的區域電力市場。

二、華中電力市場的基本競爭態勢
（一）華中電力市場供求總趨勢
根據華中地區社會經濟發展目標，結合當前華中電網用電增長實際，按照中負荷水平預計，2006年華中地區全社會用電量增長9%，達4895億千瓦時，其中統調電量3752億千瓦時；至2010年，華中地區全社會用電量達6584億千瓦時，平均年增長7.6%，統調電量5263億千瓦時，平均年增長8.8%。從電力供給方面看，2005年底華中電網統調發電裝機容量8233萬千瓦，其中水電3450萬千瓦，占統調裝機容量的41.9％，火電4783萬千瓦，占統調裝機容量的58.1％。「十一五」期間，華中電網將逐年投產發電裝機容量共7173萬千瓦，其中水電2730萬千瓦，抽水蓄能320萬千瓦，火電4123萬千瓦。06年預計新投產2105萬千瓦，07年1918萬千瓦，大量新建機組的投產，將大為緩解電力供需形勢，供過於求的局面目前已初現端倪。
（二）發電側競價機制及競爭態勢
華中電力市場競爭機組執行兩部制上網電價，容量電價由電力監管機構和政府有關部門根據水、火電實際情況制定和調整，電量電價由市場競爭決定。售電方在年度、月度和日前交易中的中標電量按實際報價結算。隨著市場環境由政府核定電價向兩步制競價上網轉變，發電企業也必須從「以量取勝」，轉變為以更低的可變成本在市場上贏得競爭力。依據2005底裝機情況，華中電網競價電廠（機組）容量合計4912萬千瓦，佔全部統調發電裝機容量的59.7%。其中，競價水電廠總容量1249萬千瓦；競價火電機組總容量3663萬千瓦。湖北電網統調發電裝機容量為2422萬千瓦，其中參與市場競爭的水電裝機容量249萬千瓦；火電機組容量706萬千瓦；競價電廠（機組）容量合計955萬千瓦，佔全省統調裝機容量的39.4%，整個華中電力市場發電側初步呈現有限制的中等程度競爭態勢與格局。
（三）發電側市場主體的競爭行為和策略
電力市場改革形成的競爭態勢將不可避免地提高發電企業的市場競爭意識。發電企業必須以電網供需形勢為導向，對用電側的用電需求和發電側的供應能力進行深入分析，尤其是要把握峰谷時段和豐枯季節電網供需形勢的變化。根據年度市場、月度市場、日前市場、發電權轉讓市場和雙邊市場等不同市場的特點，合理分配進入不同市場的電量比例。在不掌握競爭對手准確成本數據的情況下，通過政府核定電價和社會平均成本推測競爭對手的成本，在全面效益評估和風險評估的基礎上，形成科學合理的競爭策略。

三、華中電力市場改革對域內發電企業的利益調整
（一）兩步制競價模式對水電比較有利
根據《上網電價管理暫行辦法》的規定，容量電價以區域電力市場內參與競爭的各類發電機組平均投資成本為基礎制定，容量電價=K×（折舊費+財務費用）/（可用容量×年可用小時數）。2005年底華中電網內競價機組平均造價為4904元/千瓦，其中水電平均造價7666元/千瓦,火電平均造價3956元/千瓦，那麼即使考慮水電、火電折舊年限的差異，水電的容量電價亦高於火電容量電價。即便是相同的容量電價標准，由於水電可用小時與利用小時的比值大於火電，按實際上網電量將容量電價折算為上網電價，水電將從容量電費中獲得更多的補償，電量價格競爭時，有更多的報價策略可供選擇。
除此之外，水電上網電價和運營成本方面都明顯低於火電，亦使水電在競價上網時具有較大優勢。目前華中電網內水電總體上網電價低於火電，以電廠所在省市的平均利用小時所得的發電量為權重，加權平均上網電價是332.8元/MWH，其中水電288.8元/MWH，火電344.5元/MWH。盡管水電的建設成本高於火電，但運營成本卻遠低於火電企業。當前，水電平均運營成本為40—90元/MWH，而火電則高達200元/MWH左右。因此，對大多數水電企業來說，競價不會影響其水能資源的充分利用。但是，清江隔河岩和高壩洲電站，以及在建的水布埡水電站，由於承擔了較多的防洪、通航等社會功能，總體造價偏高。三大水庫總庫容90多億m3，防洪庫容10多億m3；水道航運升船機投資20多億元，雖然將基本不通航的清江變成270KM的黃金水道，使300t的船舶可從長江直達恩施，但也增加了企業的運營成本。這類非經營性資產若不能從容量電價中得到合理補償，勢必影響企業的市場競爭力。
（二）競價上網後湖北發電企業市場份額縮小
華中電網六省（市）經濟發展水平和電源分布結構不平衡，上網電價和銷售電價水平也存在一定差異。在傳統計劃分電模式下，發電資源不易轉化為有效的實際電能。華中電力市場運作後，由於價格規律的作用，省間電能的流量、流向將發生變化，形成不同省間電力資源的競爭，不可避免地帶來各省（市）電量平衡的變化和省內利益的調整。電能資源的流向主要是從上網電價較低、銷售電價較低的省份流向銷售電價高、購電電價承受能力強、購電報價高的省份。湖北競價發電企業平均上網電價為352.67元/MWH，僅略低於江西平均上網電價355.01元/MWH，遠高於華中地區平均上網電價332.82元/MWH和重慶平均上網電價303.68元/MWH，即使考慮電網公司對跨省電能交易的輸電費，湖北發電企業的市場份額也會被省外電廠擠占。
（三）成本較低的發電企業將獲得競爭盈餘
各競爭主體的中標狀況與電力需求形勢、參與競價機組的報價策略、競價機組最高發電利用小時數的限制、輸電價格機制、輸電網路阻塞等各種因素密切相關。在供略大於求的華中電力市場，機組利用率整體回落，市場邊際電價將有所降低，成本相對較高的電廠成為市場的邊際電廠，電量分配將更多的流向低電價、低成本機組。市場採用實際報價結算，除邊際電廠外，各發電企業為獲得較高的利潤，具有提高報價的趨勢，成本較低的企業將獲得競價盈餘。假如各競價機組電量電價按照核定電價扣除同一容量電價後報價參與競爭，由於歷史原因單位裝機造價高，核定電價亦較高的鄂州電廠將成為邊際電廠，在競爭中將處於不利地位。但是，鄂州電廠煤耗和標煤單價均略低於省內同類型機組，可變成本相對較低，若市場合理劃分火電機組容量電價，解決電力市場改革中的擱淺成本問題，避免能耗低、環境污染較小的發電企業市場份額被擠占，則鄂州電廠的市場競爭力將大大提高。
（四）大機組難以得到競爭效益
華中電力市場建設初期，競價主體限定為裝機容量在100MW及以上的統調水電廠和單機容量在100MW及以上常規統調火電機組，其它機組仍處於計劃分電模式。競價上網只是大容量機組之間的直接競爭，而大小機組之間還未形成競爭。這可能導致高效率大容量機組負荷率低甚至作為備用的局面，機組產生的消耗遠遠超過設計合理能耗，而高耗能小機組利用小時數偏高，擁有大容量機組的發電企業反而在競爭中處於不利地位，達不到市場優化資源配置的作用。由於市場規則限制了參與競爭的范圍，無論技術經濟性能還是環保效益都佔有明顯優勢的大機組不能憑借自身優勢搶占更多的市場份額，小機組不能被擠出市場，大大減緩了發電企業優勝劣汰的進程。目前電力供需矛盾緩和甚至部分地區裝機出現一定富餘，正是電源結構調整的大好良機，應盡早關停效率低、污染嚴重的小火電機組，騰出競價空間，為高效大容量機組創造公平的市場競爭環境。
總體上說，華中電力市場實行兩步制電價在一定程度上緩解了發電側的競爭壓力，避免發電企業之間過大的利益調整。在市場初期，雖然湖北省能源集團主要發電企業單位裝機造價偏高，導致折舊和財務費用較高，發電成本不具有競爭優勢，但是若能爭取到合理的容量電價補償沉澱成本，則仍可憑借較低的可變成本保持應得的市場份額。不過，隨著市場的穩定運行和逐步開放，容量電價將逐步市場化，市場主體間的競爭將越演越烈，湖北省能源集團必須抓住市場初期的緩沖機會調整資產結構，通過多種融資渠道降低財務成本，為全電量單一制競價創造有利條件。