廣東電力交易系統(tǒng)當前的間接報價系統(tǒng)最大的優(yōu)勢在于可以繞開輸配電價進行交易，前提是所有參與交易的發(fā)電廠之間、大用戶之間擁有相同的目錄電價。因此，當前參與廣東電力集中交易的發(fā)電廠均為本地火電廠（擁有相同的標桿上網(wǎng)電價），購電方的最終用戶均為工業(yè)大用戶。由此可見，廣東電力交易體系仍是一個比較初級的系統(tǒng)，限制條件較多，與當前歐美各國成熟的電力市場比起來，尚存在不少缺陷：

1.需要相同目錄電價體系支撐，由于目錄電價不同，暫時無法實現(xiàn)多電源種類、多用戶種類集中交易；

2.報價系統(tǒng)不直觀，理解上容易出現(xiàn)差異；

3.出清價格存在剪刀差補貼，從不同方向上改變了供給方和需求方的博弈形勢；

4.設置交易規(guī)模上限，改變了需求側的供需狀態(tài)，一定程度上影響了報價策略；

5.缺少平衡市場、電力金融市場等，異常報價狀態(tài)響應機制不足。

廣東電力交易系統(tǒng)目前尚處在較為初期的階段，是售電側改革初期的特殊形態(tài)，未來尚有很大的發(fā)展和改善空間。因此，本報告所作出的交易系統(tǒng)解析僅適用于當前時期，隨著電力體制改革的推進及電力市場完善度的發(fā)展，相關分析與解讀將不再適用。

價差對為正值時不能成交；價差對為負或零值時，按照價差對小者優(yōu)先中標的原則進行交易。價差對相同時，按申報價差相應電量比例確定中標電量。

此類價差配對方法決定了對發(fā)電方來說，若想增大成交的幾率，則需要盡可能的低報價；對購電方來說，則需要盡可能的高報價。然而，更低的供方報價意味著電廠需要出讓更多的利益，更高的需方報價意味著用戶需要承擔更多的用電成本。在此類價格匹配體系之下，供需雙方均需要通盤考慮各自電量和電價的平衡點，以決定最終的報價策略。

由于供需雙方報價到成交時并不一定能夠完全匹配，廣東交易市場引進了價差返還制度，即按一定的比例將價差對的額度返還到發(fā)電企業(yè)及購電企業(yè)，以形成最終的成交價格。根據(jù)廣東省經(jīng)信委發(fā)布的《關于集中競爭交易規(guī)則調整有關事項的通知》（粵經(jīng)信電力函[2015]1136號）規(guī)定結算：

一是引入價差返還系數(shù)β。成交的發(fā)電企業(yè)與電力大用戶的申報價差電費（絕對值，下同）差額，按照一定比例分別返回給成交的電力大用戶和發(fā)電企業(yè)，目前暫定β值取25%：即當成交發(fā)電企業(yè)申報價差電費大于電力大用戶時，差額部分的25%返還給成交的電力大用戶，75%返還給成交的發(fā)電企業(yè)。

二是大用戶成交價格形成。電力大用戶的最終成交價差（設為P）根據(jù)其中標電量、申報價差、成交發(fā)電企業(yè)與電力大用戶的申報價差電費差額（設為ΔE）、返回價差電費（設為E返）綜合確定。具體為：該大用戶中標電量的申報價差電費（設為E申）加上返回價差電費（E返），除以中標電量（設為Q），即為該大用戶最終成交價差。其中，返回價差電費（E返）為該大用戶中標電量申報價差電費（E申）占所有中標大用戶申報價差電費總額（ΣE申）的比重乘以返還給電力大用戶的價差電費總額（ΣE返）。公式為：

P=(E申+E返)/Q

E返=ΣE返×E申/ΣE申

ΣE返=β×ΔE

三是發(fā)電企業(yè)成交價格形成。目前電力供應寬松的情況下，發(fā)電企業(yè)的最終成交價差參照上述方法計算，差異在于返還給發(fā)電企業(yè)的價差電費總額ΣE返=(1-β)×ΔE。

此處，若將供應方中標電量的申報價差電費總額設為ΣE申（供應），將需求方中標電量的申報價差電費總額設為ΣE申（需求）；單個電廠的申報電價為Pi申，成交電量為Qi；單個購電主體申報電價為Pj申，成交電量為Qj；單個電廠成交電價為Pi，單個購電主體成交電價為Pj，則：

ΔE=ΣE申（供應）-ΣE申（需求）（為負值）

ΣE申（供應）=Σ(Pi申×Qi)

ΣE申（需求）=Σ(Pj申×Qj)

合并以上公式可得：

（供應方）Pi=Pi申+E返/Q=β×Pi申+Pi申×(1-β)×ΣE申（需求）/ΣE申（供應）

（需求方）Pj=Pj申-E返/Q=(1-β)×Pj申+Pj申×β×ΣE申（供應）/ΣE申（需求）

由上面兩個式子可以看出，在供應與需求的申報價差電費總額確定以后，各主體的成交價格僅與各自的申報電價和返還系數(shù)有關，與申報電量、中標電量、交易對標方申報電價無關。

此處引入模擬交易例子說明：假設市場上供需雙方各有5個參與主體，發(fā)電公司A、B、C、D、E與購電主體甲、乙、丙、丁、戊。以上10個市場參與主體為市場全部參與主體，并假設正好湊成5對價差對，則撮合交易后結果如下： 

依據(jù)上例，成交的五對公司中，供需雙方的成交價格并不相等：其中“A-甲”、“B-乙”、“C-丙”三對公司成交價中仍舊存在差價，而“D-丁”、“E-戊”成交價格存在需方降價幅度大于供方的情況。這說明廣東省交易模式中存在補償機制，即價差對小的優(yōu)先成交，但成交價格之間存在差值，該差值將以剪刀差的形式補償?shù)匠山粌?yōu)先度靠后的公司。

補償機制對于供應側和需求側存在不同的影響：根據(jù)各公司所分配的價差確定公式，E返=ΣE返×E申/ΣE申可以看出，各公司所得的價差總額E返由總可分配價差金額（ΣE返）和公司申報降低電費額度占中標電量電費額度之比（E申/ΣE申）共同決定。返還的電費將平均分配到每度中標電量上，即P返=P申×ΣE返/ΣE申。因此，在一場已經(jīng)撮合完成的交易中（供需兩側總電費金額確定，返還總額確定），則申報的降價幅度越大（即報價越低），分配到的返還電價越多，與中標電量無關。

對于需求側而言，高報價（低降價幅度）可提高成交幾率，然而卻會導致電費偏高（報價高，返還電價也少）；低報價（高降價幅度）可降低電費（低報價，返還電價也高），相應地成交幾率和成交電量也會降低。因此，購電側最終成交電價之差大于報價之差，電價返還機制加劇了需求側電價與電量的博弈。

從前面模擬舉例的數(shù)據(jù)可以看出，購電主體“甲”申報降幅最小，為10厘/千瓦時，最終結算降幅為23.64厘/千瓦時；購電主體“戊”申報降幅最大，為150厘/千瓦時，最終結算降幅為354.55厘/千瓦時。甲與戊申報價之間相差140厘/千瓦時，而最終結算價之差被返還機制擴大到330.91厘/千瓦時。因此對于購電方來講，激進地報低價可以得到更多的返還電價“獎勵”，拉大與其他競爭對手的價差，但是卻要承擔更大的不能成交的風險；保守地報高價可以提高中標幾率，但是相應地能夠獲得的返還電價也將減少。購電方的量價博弈被復雜化。

而對于供電方而言，低報價（高降價幅度）雖然使電廠加大了主動讓利，但是返還電價上升，部分彌補了報價降低帶來的電價下降，同時提高了成交量和成交幾率；高報價（低降價幅度）則減少了主動讓利，相對的返還電價也相應減少，而成交量和成交幾率也同步降低。因此，電價返還機制使得供給方最終成交電價之差小于報價之差，高報價與低報價策略之間對最終成交電價影響減小，低價策略呈現(xiàn)優(yōu)勢。

從前面模擬舉例的數(shù)據(jù)可以看出，發(fā)電廠A報價降幅最大，達到500厘/千瓦時，最終成交降幅為183.1厘/千瓦時；發(fā)電廠E報價降幅最小，為300厘/千瓦時，最終成交降幅為109.86厘/千瓦時。A與E的報價之間相差200厘/千瓦時，而最終成交價之間僅相差73.24厘/千瓦時。對于發(fā)電廠A來講，盡管報出電價比E低2毛錢，但是最終成交價卻僅比E低7分錢，且由于報價很低，成交的幾率要比E大得多。因此，發(fā)電廠量價博弈被簡單化，報價策略出現(xiàn)“最優(yōu)解”，即在保證成交電價能夠覆蓋發(fā)電邊際成本的前提下，盡量報低價以爭取成交。

返還機制對于供需雙方影響不同的主因為：返還電價對購電方的作用機制為“獎勵”，而對于發(fā)電方的作用機制為“補償”，從電價層面均“鼓勵”雙方報出更低的價格。然而對于需求方來講，低報價意味著承擔更高不能成交的風險，而對于供應方來講，低報價則提升了成交的幾率。因此需求方的量價博弈更顯激烈，發(fā)電方則是削弱了此類博弈。在3-5月的集中交易中，由于返還系數(shù)設置為25%，電廠方能夠獲得較多的返還電費，出現(xiàn)了發(fā)電廠報價策略向地板價單方面傾斜的現(xiàn)象。

廣東電力交易中心為響應中發(fā)9號文“逐步放開工商業(yè)集中競價交易”原則，自2014年首次競價交易開始便設置的交易容量上限，并采取逐年放開的方式。根據(jù)《廣東電力大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易深化試點工作方案》，廣東2014、2015和2016年直接交易電量規(guī)模分別為150億、227億、306億千瓦時，達到上一年內(nèi)發(fā)電量的4%、6%和8%。其中，2014及2015年集中競價撮合交易電量規(guī)模分別為20億和57億千瓦時，2015年單月交易上限為5.7億千瓦時，2016年3-6月交易電量上限提升至10.5億、14億、14.5億和18.7億千瓦時。

盡管廣東經(jīng)信委不斷上調集中交易容量限制，仍無法滿足市場的需求。2016年3-6月集中競價中，供需雙方申報容量均超過了允許成交的電量上限。

由于交易電量的限制，致使供需雙方均以單側競爭為主：在供應方看來，市場上的發(fā)電能力超過了交易規(guī)模，市場呈現(xiàn)供大于求的狀態(tài)；在需求方看來，購電主體的購電需求量也超過了交易規(guī)模，市場呈現(xiàn)供不應求的狀態(tài)。因此，供需雙方的實際對應關系被交易規(guī)模限制硬生生隔開，雙方報價均主要圍繞本側其他競爭對手而展開。

廣東省乃至全國的實際供需情況均為供應大于需求，電源嚴重過剩。由于真實情況確為供大于求，因此經(jīng)信委及南方監(jiān)管局設置的交易上限對發(fā)電廠的競價策略影響不大，供應側反映了實際的供需情況。而需求側的情況較為特殊，成交規(guī)模上限的設置使得需求側呈現(xiàn)供不應求的狀態(tài)，與現(xiàn)實情況相悖，導致需求側報價策略較為保守，不利于實現(xiàn)通過供需調節(jié)價格。

為方便理解，此處模擬舉例說明廣東省電力交易中心供需雙方競價、配對、成交以及最終結算情況：

模擬申報階段：假設供應方共有4家參與報價，總申報電量6500萬千瓦時，最高申報價差為-400厘/千瓦時，最低申報價差為-200厘/千瓦時；需求方共4家參與報價，總申報電量為7000萬千瓦時，最高申報價差為-10厘/千瓦時，最低申報價差為-100厘千瓦時。本次交易規(guī)模上限為6000萬千瓦，具體數(shù)據(jù)如下表：

價差對配對階段：對于各方申報數(shù)據(jù)，交易中心首先生成價差對匹配。由于供需雙方各有4家主體參與報價，故最終將形成4*4=16對價差對，并按照從低到高的成交優(yōu)先順序排列。

成交一：根據(jù)上表，首先撮合價差對相同的第1、2對，即發(fā)電企業(yè)A、B與購電企業(yè)甲的交易撮合。由于A、B報價相同，則按申報電量比例滿足甲的購電需求。其中，A申報電量為1000萬千瓦時，B申報電量為1500萬千瓦時，則A與B的電量比例為2:3，即A與甲成交40%的電量，B與甲成交60%的電量。甲的申報電量為1500萬千瓦時，則A與甲成交600萬千瓦時，B與甲成交900萬千瓦時。本次成交中，甲所有申報電量成交，A、B剩余400萬和600萬千瓦時電量尚未成交。由于甲的需求得到滿足，第9、13對價差對失效。

成交二：由于A、B尚有電量剩余，則撮合第3、4對價差對，即A、B與乙的交易。A、與B仍然按照電量比例進行成交，A、B剩余電量為400萬和600萬千瓦時，乙需求1500萬千瓦時，故本次成交量為1000萬千瓦時。至此，A、B所有電量均已成交，第5、6、7、8對價差對失效；乙尚余500萬千瓦時電量需求未成交，截至目前市場總成交量為2500萬千瓦時。

成交三：由于價差對5-9均已失效，則撮合第10對價差對，即C與乙的交易。C申報電量為2000萬千瓦時，乙尚余500萬千瓦時電量，故本次成交500萬千瓦時。至此，乙所申報電量均已成交，第14價差對失效；C尚余1500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為3000萬千瓦時。

成交四：撮合第11對價差對，即C與丙的交易。C尚余1500萬千瓦時電量，丙申報電量為1000萬千瓦時，故本次成交1000萬千瓦時。至此，丙所申報電量均已成交，第15對價差對失效；C尚余500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為4000萬千瓦時。

成交五：撮合第12對價差對，即C與丁的交易。C尚余500萬千瓦時電量，丁申報電量為3000萬千瓦時，故本次成交500萬千瓦時。至此，C申報電量均已成交，丁尚余2500萬千瓦時電量未成交，目前市場總成交量為4500萬千瓦時，距離交易規(guī)模上限僅余1000萬千瓦時。

成交六：第13、14、15對價差對失效，則撮合第16對價差對，即D與丁的交易。D申報電量為2000萬千瓦時，丁尚余2500萬千瓦時電量未成交，由于交易規(guī)模上限為6000萬千瓦時而此前已經(jīng)完成了4500萬千瓦時，則本次僅能成交1500萬千瓦時。發(fā)電企業(yè)D和購電企業(yè)丁剩余的500萬及1000萬千瓦時電量無法成交。

撮合交易完成，總成交量為6000萬千瓦時。供給方中標電量申報降價電費總額為1900萬元，需求方中標電量申報降價電費總額為295萬元，返還價差總額1605萬元。其中，返還給供電方1203.75萬元，返還給購電方401.25萬元，根據(jù)各公司降價電費占比計算出各公司返還電價。

至此，本次集中撮合競價交易完成，可得出最終交易數(shù)據(jù)：

供應方：共有4家參與報價，總申報電量為6500萬千瓦時，其中4家最終成交（A、B、C全部成交，D部分成交），成交的發(fā)電企業(yè)平均申報價差為-307.69厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-200厘/千瓦時，最低成交申報價為-400厘/千瓦時。

需求方：共有4家參與報價，總申報電量為7000萬千瓦時，其中4家最終成交（甲、乙、丙全部成交，丁部分成交），成交的發(fā)電企業(yè)平均申報價差為-56.43厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-10厘/千瓦時，最低成交申報價為-100厘/千瓦時。

全網(wǎng)總成交電量為6000萬千瓦時，最終結算的平均價差為-116.04厘/千瓦時。

6月15日，廣東電力交易中心組織開展了2016年6月份集中競爭交易，競價規(guī)模為187000萬千瓦時。

供應方：共有37家參與報價，總申報電量為233606萬千瓦時，其中30家最終成交，成交的發(fā)電企業(yè)平均申報價差為-162.14厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-60.6厘/千瓦時，最低成交申報價為-500厘/千瓦時。

需求方：共有100家參與報價，總申報電量為230255萬千瓦時，其中97家最終成交，成交的需求方平均申報價差-25.66厘/千瓦時，其中最高成交申報價為-0.1厘/千瓦時，最低成交申報價為-45厘/千瓦時。

全網(wǎng)總成交電量為187000萬千瓦時，最終結算的平均價差為-93.89993厘/千瓦時，交易過程由國家能源局南方監(jiān)管局現(xiàn)場監(jiān)管，省經(jīng)信委現(xiàn)場見證。

6月，雖然廣東上調市場競價容量到18.7億千瓦時，供需雙方申報電量仍然超出規(guī)模限制，競價仍以單邊競爭為主。6月交易規(guī)則出現(xiàn)變化，返還系數(shù)調整為50%，電廠方返還電費額度變小。對于此番變化，發(fā)電側反應較為激烈：由于價差返還幅度變小，若持續(xù)采用3-5月一味追求低報價爭取電量和價差返還的策略，發(fā)電企業(yè)有可能無法覆蓋其發(fā)電邊際成本。6月份供應方平均申報價格上升至-162.14厘/千瓦時（3-5月分別為-429.02、-436.94和-494.12厘/千瓦時），供應方報價降價幅度縮小，同時也帶動了平均成交價差上升至-93.90厘/千瓦時（3-5月分別為-125.55、-147.93、-133.28厘/千瓦時）。需求方平均報價申報價格下降至-25.66厘/千瓦時，報價策略分歧擴大：部分購電主體回歸保守報價以爭取更多成交發(fā)電量，最高成交申報價回歸3月的-0.1厘/千瓦時；部分企業(yè)則開始嘗試更加激進的報價方式，承擔電量成交風險以獲取更高的價差返還，最低成交申報價下降到-45厘/千瓦時。本次返還系數(shù)的調整，使得發(fā)電方近乎“無腦”的地板價報價策略失效，發(fā)電企業(yè)的報價政策更加謹慎。

此類“暴利”的主要源頭由售電公司運營模式?jīng)Q定：作為發(fā)電企業(yè)與用戶之間的分銷商，其利潤來自于出售給用戶的電價與收購自發(fā)電企業(yè)電價的差值。由于售電公司于用戶簽訂長期供電協(xié)議的時候，用戶仍以2015年交易市場的結算數(shù)據(jù)為推測依據(jù)，沒有預料到發(fā)電企業(yè)的讓利幅度會達到0.13元/千瓦時，故簽訂的供電協(xié)議往往為目錄電價降低0.01-0.02元/千瓦時左右。由于長期協(xié)議往往持續(xù)一年以上，故認為售電公司的“暴利”至少可以持續(xù)到2016年末。

然而該“暴利”卻存在一定的風險，主要源自每月競得電量的不確定性，以前文模擬交易中購電主體“丁”為例：假設“丁”為售電公司，與用戶簽訂的長期供電協(xié)議為3000萬千瓦時/月，協(xié)議價格為-20厘/千瓦時。在上例中，丁最終成交電量為2000萬千瓦時，結算價格為-236.02厘/千瓦時。此部分電量供給到用戶，度電利潤為216.02厘/千瓦時（暫時忽略其他成本），總利潤為432.04萬元。而未成交的1000萬千瓦時電量則必須從電網(wǎng)公司按目錄價格購買后供給用戶，度電利潤為-20厘/千瓦時，總虧損20萬元，部分對沖掉了市場電的利潤，公司平均度電利潤縮水36.53%。因此，售電公司能夠盈利與否，關鍵在于市場電占總供給電量的比例。然而由于售電公司每月能夠競得的電量存在不確定性，可能數(shù)月都競不到任何電量，因此售電公司的利潤風險較大。

返還電價剪刀差補償機制及單側競爭壓制售電公司利潤：對于售電公司而言，報價過于激進則導致公司存在發(fā)電量上的不確定性，若報價過于保守，則由于剪刀差補償機制的存在，使得分配到公司的返還電價額度減小。由于市場電量在售電公司盈利中占據(jù)著重要地位，售電公司的報價策略更加偏向于保守以換取更多的電量，并寄希望于發(fā)電側激進的報價策略來換取高額返還價差。然而隨著6月返還系數(shù)調整到50%，發(fā)電企業(yè)的激進策略遭受打壓，紛紛抬高報價避免損失。發(fā)電企業(yè)讓利意愿的減少，讓售電公司出現(xiàn)了兩種分歧的報價策略：1）嘗試以激進報價方式以壓低價差和賺取補償，盡量增加度電利潤，以彌補電量上的風險；2）繼續(xù)采用“保守壓倒一切”的競價策略，實現(xiàn)薄利多銷。

2016年6月8日，廣東經(jīng)信委網(wǎng)站公布了第二批擬參與集中競價交易的售電公司目錄，總計54家。第二批售電公司正式參與競價交易之后，售電公司總量從13家擴展到67家，需求方主體數(shù)量將擴張到154家，每家企業(yè)平均能夠競標到的電量將大幅度減少，不利于售電公司利潤的維持。

售電公司在整個市場交易的環(huán)節(jié)中，沒有結算能力。廣東省經(jīng)信委及能源局南方監(jiān)管局在《關于明確2016年售電公司參與直接交易有關事項的通知》中提到：廣東電力交易中心根據(jù)交易執(zhí)行結果出具結算憑據(jù)，其中電力用戶按目錄電價向電網(wǎng)企業(yè)繳費。發(fā)電企業(yè)按照交易結果從電網(wǎng)企業(yè)獲取上網(wǎng)電費。直接向發(fā)電企業(yè)購電的電力大用戶，其價差電費由電網(wǎng)企業(yè)在其應繳電費中抵扣;售電公司價差電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，售電公司根據(jù)合同與其簽約用戶結算。

在廣東首次直接集中交易之后，某家售電公司向當?shù)囟悇諜C關報送開票請示，結果被當?shù)囟悇諜C關拒絕，稅務機關回復如下：

“根據(jù)《中華人民共和國增值稅暫行條例》(中華人民共和國國務院令2008年第538號)第一條規(guī)定：“在中華人民共和國境內(nèi)銷售貨物或者提供加工、修理修配勞務以及進口貨物的單位和個人，未增值稅的納稅人，應當依照本條例繳納增值稅”;同時《國務院關于修改〈中華人民共和國發(fā)票管理辦法〉的決定》(中華人民共和國國務院令587號)第十九條規(guī)定明確：“銷售商品、提供服務以及從事其他經(jīng)營活動的單位和個人，對外發(fā)生經(jīng)營業(yè)務收取款項，收款方應當向付款方開具發(fā)票;特殊情況下，由付款方向收款方開具發(fā)票”、《中華人民共和國發(fā)票管理辦法實施細則》(國家稅務總局令第25號)第二十四條規(guī)定：“《辦法》第十九條所稱特殊情況下，由付款方向收款方開具發(fā)票，是指下列情況：(一)收購單位和扣繳義務人支付個人款項時;(二)國家稅務總局認為其他需要由支付方向收款方開具發(fā)票的”;《國家稅務總局關于修訂〈增值稅專用發(fā)票使用規(guī)定〉的通知》(國稅發(fā)(2006)156號)第二條規(guī)定：“專用發(fā)票，是增值稅一般納稅人(以下簡稱一般納稅人)銷售貨物或者提供應稅勞務開具的發(fā)票，是購買方支付增值稅額并可按照增值稅有關規(guī)定據(jù)以抵扣增值稅進項稅額的憑證”。

因此，根據(jù)上述文件內(nèi)容，你司請示中的交易結算流程方案不符合現(xiàn)有增值稅專用發(fā)票使用管理規(guī)定，不同意你司執(zhí)行請示中的交易結算流程方案。”

（以上內(nèi)容出自“電力法律觀察”）

由此可見，售電公司的運營模式雖然為“從發(fā)電企業(yè)處購電，銷售給用電客戶并賺取差價”，然而現(xiàn)金流的流向卻與運營模式相反：電網(wǎng)向售電公司按照競標結果支付價差電費，而售電公司向客戶支付合同規(guī)定的價差電費。因此售電公司的運營模式不具備法定的“由付款方向收款方開具發(fā)票”地條件，無法開具發(fā)票進行結算。

此后國家發(fā)改委在《關于重慶市售電側改革試點工作有關問題的復函》中將售電公司分為三類：第一類是電網(wǎng)企業(yè)的售電公司，可向其供電的用戶收費并開具電費發(fā)票；第二類是擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司，可向其供電的用戶收費并開具電費發(fā)票；第三類是獨立的售電公司，保持電網(wǎng)企業(yè)向用戶收費并開具發(fā)票的方式不變。而參與廣東集中競價交易的公司均為第三類公司，按照發(fā)改委精神將不具備開具發(fā)票的條件，結算程序牢牢把握在電網(wǎng)手中。

因此，當前售電公司所謂的“暴利”均停留在賬面上，在電網(wǎng)企業(yè)結算以前，售電公司得不到真正的現(xiàn)金流，且面臨著一定程度上的壞賬可能，售電公司的獨立經(jīng)營能力存在較大的風險。

作為電力“發(fā)輸配售”四大環(huán)節(jié)的一環(huán)，當前參與廣東省集中競價交易的電力公司不為電力產(chǎn)業(yè)鏈增加任何產(chǎn)業(yè)附加值，僅僅利用了電力市場的實際情況與用戶預期之差賺取了短期的高額利潤，不符合產(chǎn)業(yè)鏈邏輯和改革邏輯。隨著參與電力集中競價交易的售電公司增多、電力市場競爭的逐步成熟以及用戶端市場意識的覺醒，售電公司的電力購銷差價空間將逐漸縮水，售電公司貿(mào)易性質減弱。而根據(jù)國外成熟電力交易市場的經(jīng)驗，售電公司最終將通過提供各式各樣的增值服務，在零售市場上展開競爭搶占市場份額，徹底貫徹“薄利多銷”的盈利模式。

國外成熟的售電市場中，售電公司的經(jīng)營模式為“從電力交易市場上購買電力——附加上增值服務——于零售市場上向用戶售電”，即電力商品在售電公司手中經(jīng)過一次“再加工”后銷售給最終客戶。主要的增值服務內(nèi)容包括電價優(yōu)惠套餐服務、綜合能源提供及管理服務、節(jié)能服務、能源信息服務、綠色能源套餐服務等。

售電公司能夠開展的增值服務業(yè)務不僅限于某一種類，其服務的實質是通過優(yōu)惠、節(jié)能等手段幫助客戶進一步節(jié)省能源開支，其根本目的是搶占市場份額，在購銷差價被市場穩(wěn)定之后實現(xiàn)薄利多銷。我們認為售電公司未來需完成由電力貿(mào)易商向能源服務商的過渡，依據(jù)其大股東的資源背景提供增值服務，如電價優(yōu)惠套餐服務、綜合能源提供及管理服務、節(jié)能服務、能源信息服務、綠色能源套餐服務等。增值服務的質量、客戶資源以及客戶忠誠度將成為未來售電公司發(fā)展的核心競爭力。