一、广东省电力体制改革进展情况
作为全国首批开展大用户直购电试点的省份，广东省于2006年启动该项工作，安排台山发电厂与6家电力大用户开展直接交易试点，年交易电量约2亿千瓦时。广东物价局为此专门核定了一个输配电价，为0.179元/千瓦时。此项交易与交易价格、输配电价格一直延续至今，未受后期扩大试点的影响。
2013年，《广东电力大用户与发电企业直接交易暂行办法》（南方电监市场〔2013〕162号），《广东省电力大用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案》（粤经信电力〔2013〕355号），《广东电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》（粤经信电力〔2013〕550号）等政策文件连续出台。
2013年，广东完成电力用户与发电企业直接交易电量23.87亿千瓦时，其中扩大试点交易电量21.92亿千瓦时。2014年度广东直接交易电量规模约150亿千瓦时，2015年度广东直接交易电量规模约227亿千瓦时。直接交易发电量占省内总发电量的比例持续提高，每年提高幅度在2%左右。2016年，广东省安排直接交易电量规模年度目标为420亿千瓦时，占2015年全省统调发电量的8.3%左右。
2013年12月27日，广东首次电力用户与发电企业集中竞争交易开市，至今已先后开展了十余次集中竞争交易。
2014年全省组织了150亿千瓦时直接交易电量，其中双边协商交易78.8亿千瓦时，集中竞争71.2亿千瓦时。
从结算情况来看，2014年全省共完成148.48亿千瓦时直购交割电量，完成年度规模电量的98.98%，平均价差-6.81厘。其中集中竞争共完成71.165亿千瓦时，平均价差-4.47厘，因用户未完成竞争电量形成结余资金149.24万元；双边协商共完成77.32亿千瓦时，平均价差-8.97厘，合约电量完成率98.09%。2014年直接交易试点中电厂向用户让利1.01亿元。
2015年全省组织了2015年市场电量227亿千瓦时，集中竞争电量57亿千瓦时，占比25%。竞价平均价差：-7.28厘/千瓦时。
2015年11月28日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司批复同意重庆市、广东省开展售电侧改革试点，结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点，规范售电侧市场主体准入与退出机制，多途径培育售电侧市场竞争主体，健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，为推进全国面上改革探索路径、积累经验。
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。
二、市场交易主体
随着电力直接交易的不断深化，市场交易主体群体在逐步扩大。目前广东省参与电力直接交易的市场主体情况：
（一）大用户
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；
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。
（二）发电厂
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。
（三）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。售电企业门槛，售电公司资产总额在5000万元以上，专职在岗员工10人以上（主要包括生产技术部、市场营销部、财务经营部和综合部），其中至少高级职称1人，中级职称3人等方可通过申请。
本次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。
三、市场交易电量
根据“粤经信84号文”，广东省2016年直接交易电量年度目标为420亿千瓦时，其中长期协议交易电量280亿千瓦时，竞争交易电量140亿千瓦时。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。
根据“粤经信84号文”，2016年单月竞争电量大于14亿千瓦时，单个售电公司申报竞争电量不超过总竞争电量的15%；单月竞争电量小于等于14亿千瓦时，单个售电公司申报竞争电量不超过2.1亿千瓦时，单个售电公司年累计成交竞争电量不超过21亿千瓦时。
3月份广东经信委安排竞争电量14亿千瓦时，单一电力用户当月申报总电量上限为1.4亿千瓦时，单一售电公司当月申报总电量上限为2.1亿千瓦时。为形成竞争，发电企业当月申报上限按照竞争直购利用小时数的1.25倍（34.9小时）申报。
但在正式交易前的意向电量申报中，用户申报的总意向电量仅为11.2亿千瓦时。为保证竞争态势，广东经信委将3月份集中竞争电量规模调减至10.5亿千瓦时。发电企业申报电量上限按竞争直购利用小时数的1.25倍（26.2小时）执行，单一电力用户当月申报总电量上限调减为1.05亿千瓦时。但与此同时，维持了单一售电公司当月申报总电量上限不变（2.1亿千瓦时）。
四、竞争报价及撮合办法
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。
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。
价差电费返还和成交价格：成交的大用户与发电企业，两家报价可能存在差异，结合成交电量计算将产生价差电费。此部分电费，75%返还给发电企业，25%返还给用户（6月份后改为50%），并由此计算产生最终成交价格。
不干预原则：竞争报价一旦启动，整个过程中交易机构不进行任何干预。且报价信息在整个过程中都是屏蔽的，仅在中间进行撮合计算时临时解密，随后再次锁定屏蔽。不管撮合计算结果如何，均不能作为干预交易过程的理由。
举例说明如下：
从表中，我们看到：
结算系数是常数，跟返还系数β、购售电双方平均申报价差有关；
结算价差跟申报价差成正比；
最优报价策略：在价差对排序中，只要不超出市场总量，申报价差越低，收益越大。如下图所示：
关键问题是，如何确定自己的申报价差排序处于何位置？
五、2016年长协及月度竞价结果数据：
注：长协均价差-11.11厘/千瓦时，月度竞争均价差-73.14厘/千瓦时，全年市场交易总电量439.6亿千瓦时，均价差-33.66厘/千瓦时。释放红利接近15亿元。（估算数据，仅供参考）
六、2016年煤炭价格走势分析：
七、2017年电力交易市场形势分析
1、交易规则的变化
1)用户全电量参与
所有准入的市场用户均须全电量参与市场交易，全部用电量按市场规则进行结算，不再执行目录电价。
现阶段，电力大用户选择以下两种方式之一参与市场交易：
（一）与发电企业开展年度双边协商交易，直接参与月度集中竞争交易
（二）全部电量在同一时期内原则上通过一家售电公司购电。选择通过售电公司购电的电力大用户视同一般用户。
一般用户在同一时期内只可选择一家售电公司购电。
对于售电公司，同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司，月度集中竞争交易申报电量不应超过月度集中竞争交易总电量的15%。
暂不能代理发电企业参与集中竞争交易。
2)西南富余水电参与月度竞价
3）发电权交易
4)采取统一出清方式
将购电方申报价差，售电方申报价差配对，形成交易价差对。
价差对=购电方申报价差-售电方申报价差
-价差对为负值时不能成交
-价差对为正值或零时可以成交
-价差对大的优先成交
最后一个成交的购电方与售电方申报价差的算术平均值为统一出清价差。
装机容量排名前3位的发电集团，集中竞争市场申报电量份额超过其装机份额时，其所属发电企业申报价差不作为统一出清价差计算依据。
2、广东参与市场交易的火电机组情况：
3、影响分析：
1)旧规则下，发售一体的公司的竞价策略：
售电侧在满足成交的前提下尽可能报高价；在购电侧，尽可能的报低价，通过购售之间的价差差额及量差，达到利益最大化。
2)新规则下，统一出清后，发售一体的公司的竞价策略：
购售电侧两侧按照统一价差结算，不存在价差差额，只有量差。
发电集团之间的竞争，变得微妙起来。
4、购售电之间双方的博弈：
1）购售电之间博弈不足，价差没有交集（统一出清价：-22厘/千瓦时）。
2）购售电之间博弈，价差有交集，售电方占优(出清价：-22厘/千瓦时)。
3）购售电之间博弈，价差有交集，购电方占优(出清价：-43厘/千瓦时)。
5、市场形势分析：
1）煤炭价格决定了电改红利的多少；
2）长协与月度竞争的比例，决定月度竞争的出清价格。
八、建议：
售电公司为大用户承担了电量偏差的风险，没有利润，哪来的服务？大用户应该适当让利，不要一味追求短期的利益最大化，尽快寻求有实力的售电公司合作，做好负荷预测，做好能效管理，为2018年现货市场，做好技术准备。明年的市场价，不再会有今年这么大起大落的了。
来源：新能源李歌
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201611/16/104549.html
