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来源：小宇宙
售电公司的盈利模式随着各省批发侧现货市场连续运行，以及逐步取消行政分时电价改为市场化分时，售电公司的生存的不确定性在逐步增加。传统售电公司的主要盈利模式，一般分为两部份：1、售电价差通过渠道/居间模式，发展一批售电代理客户，并通过批发侧的中长期交易锁定电量，赚取批发-零售的价差的一部分。2、综合能源业务收益基于客户资源筛选，投资或建设分布式光伏、储能、节能等业务，并获得项目收益。过去 10 年，售电公司的被动交易逻辑对于售电价差的盈利模式，电改10年，不少售电公司虽然部份年份有亏损，当也有相当数量的年份是赚到钱的。在现货市场非连续运行，不够成熟的阶段，绝大多数售电公司采用“被动”交易的模式，赌的是两个规则下的两个价差。规则一、批发侧中长期高比例为了保证市场稳定，规则一般要求签订相当比例电量的批发侧中长期合同，作为压舱石。批发侧中长期 + 售电利润价差 = 零售侧中长期价格。规则二、零售侧中长期合同模式固定售电公司主要和用户就年度均价进行协商，并基于行政分时对电价进行展开，所有用户执行的分时政策都是一致的。赌价差一、批发侧价差：中长期低于现货当现货市场连续运行，批发侧供需关系在部分月份发生逆转，年度 <
月度< 现货的时候，售电公司马上哀嚎一片。赌价差二、批零价差批发侧成交均价，低于零售侧均价。往往出现售电公司先低价抢签用户，用电量倒逼发电企业降价，把批发侧长协价拉到最低限价的情况。在发电企业市场力较弱的市场中，这种策略往往能够奏效。一旦批零价格倒挂，售电公司就可能承受不住。
旧时代：售电公司的中介定位对某些极端的售电公司来说，可能一年只做一次年度批发侧交易，剩下的完全交给市场，大部分时间赌对了，就赚钱。最重要的事情不是管理批发侧的交易风险，而是尽可能多的开发渠道，找居间人，把电量签进来，大概率能赚到。对交易中心和监管部门来说，这种模式的售电公司，本质上不是交易，而是作为发电企业和电力用户的中介，赚的是中介费，那么不能赚的太离谱，所以我们看到几乎每个省都陆续出台了“利润封顶”的补丁，把售电公司中介费限制到合理的范围（房产中介的中介费封顶一般是 2-3%）。新时代：现货+市场化分时，双边高频概率游戏批发侧现货连续运行，零售侧市场化定价，对售电公司来说，是一个新时代的开始，游戏规则变了。售电公司要承受双边+高频+概率的组合风险。游戏规则发生了变化：--旧时代：中长期合约 + 固定分时电价 = 低频、低风险、可预测新时代--新时代：现货连续运行 + 市场化定价 = 高频、高风险、强不确定性--游戏规则：从"价差搬运"到"风险管理"，从"年度均价"到"实时博弈"售电公司的风险也发生了变化
1、价格风险批零价差的"过山车"，批发侧现货价格受供需、天气、突发事件等多重因素影响，波动剧烈。而零售侧如果采用固定价格或有限浮动的合同，价差倒挂随时可能发生。
2、电量风险预测永远有偏差，即使有先进的AI算法，负荷预测也不可能100%准确。特别是工业用户的突发停产、检修，或极端天气导致的负荷激增，都会造成供需失配。一个占比10%的钢铁厂突然停产，或一个算力中心开始做新模型训练，都可能让精心设计的采购计划瞬间失效。关键用户的波动性，是售电公司最大的"灰犀牛"。甚至分布式光伏的大量增加，也推高了售电公司负荷/电量预测的风险。
3、合约风险从远期来看，售电公司的零售合同很难真的 100% 传导批发侧的价格波动，并且把双边的量价风险通过合约完全锁住。从短期来看，绝大多数已经市场化分时的省份，都对零售合同的分时电价信号的加工、关联批发侧电量的比例、限价、限利润等关键参数做了大量约束，甚至参考了原有的政策性分时。对售电公司来说，政策性分时在批发侧现货连续运行的阶段，未必是好事，因为现货市场的价格峰谷变化是 15 分钟的，而零售侧如果按照行政性分时走，看似给了客户足够的预期，但也意味着批发侧峰谷时段与零售侧峰谷时段错配，售电公司需要承受时间维度的错配风险。售电公司的生存法则我认为在上述的双边概率游戏规则下，售电公司的交易态度可以分为三类
1、“被动交易型“售电公司，可能出局还是按照老玩法，1 年做 12+1 的交易，剩下的交给天意。这类售电公司是很难扛住市场风险的，大概率会退出市场，定位在售电渠道服务，挣渠道费，或者只做部分长协交易，把现货以某种形式委托给专业的机构代交易。
2、“半主动型”售电公司，先活下去半主动型，基本上是具备预测和现货交易能力的售电公司，他们能建立用户档案、分行业对用户进行画像和聚类、精确个性化的零售套餐分析定义、用电企业的负荷管理和预测、批发侧的电量预测、交易价格有限预测、灵活的仓位管理和调节能力，能在事前、事中、事后对批发侧交易进行分析和管理。但是，目前相对较好的批发侧日前、实时价格预测，在“黑盒模式”下（也就是作为售电方，拿不到透明化、过去现在未来三阶段的电网拓扑、运行方式和计划、电力系统潮流状态、电网和机组故障与检修计划、机组成本）。仅依靠历史数据去推演未来价格， 对现货价格滚动预测的 MAPE 在 80%～90%左右。数据积累好的售电公司，对用户负荷的整体预测 MAPE 可以做到 90%～95%。即使做了大量数据分析和 AI 预测，也意味着至少有 5～15% 的风险敞口暴露在现货市场中，反过来这也是现货市场的意义所在。售电公司一旦日前报量报价完成，如果没有日内调节品种，就只能被动接受实时出清结果。对大多数还想留在牌桌上的售电公司来说，通过这部分可预测的 80%～95% 的交易仓位，保证不亏，或者有足够的利润对应对现货风险，能确保活下去，是第一要素。
3、“主动型”售电公司与虚拟电厂大多数的民营售电公司，作为价格接收方，对批发侧交易价格很难形成规模能力，所以主要的调节手段是自身电量池。也就是主动性售电公司，不仅能基于预测做仓位调整交易，更具备了主动干预的能力。在黑盒预测里，任何所谓的大模型 AI 算法，永远有预测不到，小概率的偏差，用 AI 画画或者做视频，所谓的“开盒”就是这个意思。而这种小概率偏差在现货市场中，可能对售电公司就是灾难性的——股灾不是年年有，但是一个小概率黑天鹅股灾，可能把一个股民几年的利润瞬间清空。售电公司相比股票散户，最大的优势是具备一定的主动干预的能力——也就是建立起虚拟电厂的灵活性资源调节池。无论是灵活性负荷、可中断负荷、储能、还是充换电站，一个“真的听话”（实际可调节能力，而不是接了多少资源）的虚拟电厂机组，就是主动型售电公司小概率误差主动修正，甚至主动套利的最佳工具。虚拟电厂在这个意义上，不是需求响应或者自己作为发电主体在场内套利，而是成为主动型售电公司应对小概率偏差风险的最佳场外筹码。如果有最大预测负荷的 5%，15 分钟上下可调就是 10% 仓位筹码，还需要这么害怕么？根据 2/8 法则，90% 的基础电量仓位可能是售电公司 20%
的利润，10% 的那一点点灵活性（被动交易叫偏差），可能导致 80% 利润或者亏损。所以新型电力系统下的电力市场，新能源处理导致现货市场更大的波动性，已经不是传统电力系统“差价合约+火电机组边际成本定价”价格逻辑了，而是“差价合约+海量新能源零边际成本报价+常规机组边际成本出清+灵活性机组最大化利润报价+系统运行费兜底” 的复杂博弈逻辑了。售电公司的虚拟电厂，也是灵活性机组。这是“活的好”的逻辑。但是这对传统的售电公司来说，存在巨大的挑战和转型压力，可能只有 20% 的售电公司能活下去，活得好。
月度< 现货的时候，售电公司马上哀嚎一片。赌价差二、批零价差批发侧成交均价，低于零售侧均价。往往出现售电公司先低价抢签用户，用电量倒逼发电企业降价，把批发侧长协价拉到最低限价的情况。在发电企业市场力较弱的市场中，这种策略往往能够奏效。一旦批零价格倒挂，售电公司就可能承受不住。
旧时代：售电公司的中介定位对某些极端的售电公司来说，可能一年只做一次年度批发侧交易，剩下的完全交给市场，大部分时间赌对了，就赚钱。最重要的事情不是管理批发侧的交易风险，而是尽可能多的开发渠道，找居间人，把电量签进来，大概率能赚到。对交易中心和监管部门来说，这种模式的售电公司，本质上不是交易，而是作为发电企业和电力用户的中介，赚的是中介费，那么不能赚的太离谱，所以我们看到几乎每个省都陆续出台了“利润封顶”的补丁，把售电公司中介费限制到合理的范围（房产中介的中介费封顶一般是 2-3%）。新时代：现货+市场化分时，双边高频概率游戏批发侧现货连续运行，零售侧市场化定价，对售电公司来说，是一个新时代的开始，游戏规则变了。售电公司要承受双边+高频+概率的组合风险。游戏规则发生了变化：--旧时代：中长期合约 + 固定分时电价 = 低频、低风险、可预测新时代--新时代：现货连续运行 + 市场化定价 = 高频、高风险、强不确定性--游戏规则：从"价差搬运"到"风险管理"，从"年度均价"到"实时博弈"售电公司的风险也发生了变化
1、价格风险批零价差的"过山车"，批发侧现货价格受供需、天气、突发事件等多重因素影响，波动剧烈。而零售侧如果采用固定价格或有限浮动的合同，价差倒挂随时可能发生。
2、电量风险预测永远有偏差，即使有先进的AI算法，负荷预测也不可能100%准确。特别是工业用户的突发停产、检修，或极端天气导致的负荷激增，都会造成供需失配。一个占比10%的钢铁厂突然停产，或一个算力中心开始做新模型训练，都可能让精心设计的采购计划瞬间失效。关键用户的波动性，是售电公司最大的"灰犀牛"。甚至分布式光伏的大量增加，也推高了售电公司负荷/电量预测的风险。
3、合约风险从远期来看，售电公司的零售合同很难真的 100% 传导批发侧的价格波动，并且把双边的量价风险通过合约完全锁住。从短期来看，绝大多数已经市场化分时的省份，都对零售合同的分时电价信号的加工、关联批发侧电量的比例、限价、限利润等关键参数做了大量约束，甚至参考了原有的政策性分时。对售电公司来说，政策性分时在批发侧现货连续运行的阶段，未必是好事，因为现货市场的价格峰谷变化是 15 分钟的，而零售侧如果按照行政性分时走，看似给了客户足够的预期，但也意味着批发侧峰谷时段与零售侧峰谷时段错配，售电公司需要承受时间维度的错配风险。售电公司的生存法则我认为在上述的双边概率游戏规则下，售电公司的交易态度可以分为三类
1、“被动交易型“售电公司，可能出局还是按照老玩法，1 年做 12+1 的交易，剩下的交给天意。这类售电公司是很难扛住市场风险的，大概率会退出市场，定位在售电渠道服务，挣渠道费，或者只做部分长协交易，把现货以某种形式委托给专业的机构代交易。
2、“半主动型”售电公司，先活下去半主动型，基本上是具备预测和现货交易能力的售电公司，他们能建立用户档案、分行业对用户进行画像和聚类、精确个性化的零售套餐分析定义、用电企业的负荷管理和预测、批发侧的电量预测、交易价格有限预测、灵活的仓位管理和调节能力，能在事前、事中、事后对批发侧交易进行分析和管理。但是，目前相对较好的批发侧日前、实时价格预测，在“黑盒模式”下（也就是作为售电方，拿不到透明化、过去现在未来三阶段的电网拓扑、运行方式和计划、电力系统潮流状态、电网和机组故障与检修计划、机组成本）。仅依靠历史数据去推演未来价格， 对现货价格滚动预测的 MAPE 在 80%～90%左右。数据积累好的售电公司，对用户负荷的整体预测 MAPE 可以做到 90%～95%。即使做了大量数据分析和 AI 预测，也意味着至少有 5～15% 的风险敞口暴露在现货市场中，反过来这也是现货市场的意义所在。售电公司一旦日前报量报价完成，如果没有日内调节品种，就只能被动接受实时出清结果。对大多数还想留在牌桌上的售电公司来说，通过这部分可预测的 80%～95% 的交易仓位，保证不亏，或者有足够的利润对应对现货风险，能确保活下去，是第一要素。
3、“主动型”售电公司与虚拟电厂大多数的民营售电公司，作为价格接收方，对批发侧交易价格很难形成规模能力，所以主要的调节手段是自身电量池。也就是主动性售电公司，不仅能基于预测做仓位调整交易，更具备了主动干预的能力。在黑盒预测里，任何所谓的大模型 AI 算法，永远有预测不到，小概率的偏差，用 AI 画画或者做视频，所谓的“开盒”就是这个意思。而这种小概率偏差在现货市场中，可能对售电公司就是灾难性的——股灾不是年年有，但是一个小概率黑天鹅股灾，可能把一个股民几年的利润瞬间清空。售电公司相比股票散户，最大的优势是具备一定的主动干预的能力——也就是建立起虚拟电厂的灵活性资源调节池。无论是灵活性负荷、可中断负荷、储能、还是充换电站，一个“真的听话”（实际可调节能力，而不是接了多少资源）的虚拟电厂机组，就是主动型售电公司小概率误差主动修正，甚至主动套利的最佳工具。虚拟电厂在这个意义上，不是需求响应或者自己作为发电主体在场内套利，而是成为主动型售电公司应对小概率偏差风险的最佳场外筹码。如果有最大预测负荷的 5%，15 分钟上下可调就是 10% 仓位筹码，还需要这么害怕么？根据 2/8 法则，90% 的基础电量仓位可能是售电公司 20%
的利润，10% 的那一点点灵活性（被动交易叫偏差），可能导致 80% 利润或者亏损。所以新型电力系统下的电力市场，新能源处理导致现货市场更大的波动性，已经不是传统电力系统“差价合约+火电机组边际成本定价”价格逻辑了，而是“差价合约+海量新能源零边际成本报价+常规机组边际成本出清+灵活性机组最大化利润报价+系统运行费兜底” 的复杂博弈逻辑了。售电公司的虚拟电厂，也是灵活性机组。这是“活的好”的逻辑。但是这对传统的售电公司来说，存在巨大的挑战和转型压力，可能只有 20% 的售电公司能活下去，活得好。
