在“关系型”零售市场驱动下，为了在批发侧市场有更大的议价权，售电公司一定会重点布局用户，获取更多的用电负荷。
目录电价时代，售电公司代购电和执行电网目录电价同时存在，市场进出自由。
对于一些价格敏感的用电企业，获取几分甚至几厘的价差（相较于目录电价）都是极好的。
但碍于当时政策推广力度不够，大多数用户感知不到何为电力交易，且电网总管一切的观念根深蒂固，导致大部分省份的电力交易市场用户稀少。
21年夏天，煤炭价格高涨，各地都不同程度上发生了限电的情况，甚至引发了一些安全事故。
10月份1439号全面推进电力市场交易文件发布，目录电价取消，鼓励工商业企业进入市场参与交易。
而这个电力市场好似一个大口袋，许进不许出，当然这个不许出并不是政策强制，而是经济上的锁死退路。
1.5倍的代理购电价格每度电要提高2毛钱左右，这还没有算分时电价后形成的浮动。
可见的是，一个省内的工商业用户，进入市场一个算一个，虽然依然会有新报装的用户，但可以感知到的是，关系型的零售市场终归是会在某个时点，无法再开拓市场新用户。
增量市场必然会转向存量市场，售电公司们将展开激烈的竞争。
在没有其它非价格因素的影响下，一个理性的用电企业理应选择零售价格较低的售电公司来代自己购电。
零售价格，就是售电公司在零售市场的竞争力，而这份竞争力不再是关系驱动的，而是技术驱动的。
其所代表的就是售电公司，作为批发市场和用户之间的风险屏障能力。
为何付费
抛开目录电价时代或者是现在的电网代理购电，这类有点计划性的购电行为不谈。
参与市场化交易的用户可以分为两类，一类是直接参与的大用户，一类是间接参与的中小用户。
间接参与意思就是需要找个代表代替自己参与，这个代表就是售电公司。
那么，同样可以说以购电身份参与电力批发侧市场的不是售电公司就是大用户。
而批发侧电力市场交易的规则就是，签约电力交易合同，约定好一定时期内的电量和电价，并在实际时段发生时按此执行。
如果实际执行的电量和合同签订的电量有差异，这个差异的部分是要做额外的处理，绝对不是继续按照合同价格执行或者是买卖双方直接削掉合同差额。
因为电力系统运行要维持实时平衡，需要集中的调度，不能靠分散的双边来协商。而且在瞬时性要求下，发用两侧也没有技术手段可以马上响应电量的差额。
而对于用电量预测的再怎么细致，这个偏差还是一定会发生的，偏差如何被处理，也就直接影响了最终的费用。
现货市场开启前
在电改9号文刚发布后，各地开始建设的电力市场主要是中长期市场，签约的电量合同长达一年，短至一个月，有些地区后来也开设过旬和周这样的周期单位。
如果说是一个大用户，直接参与交易的那种，在批发市场上与发电企业签约购电合同，并将电量拆分到当地要求的交易周期里。
实际执行的时候，如果出现了偏差，比如说用电量大于了合同约定电量，出现正偏差，这部分偏差在结算的时候要被考核。
各地也出台了中长期偏差电量的考核办法，都约定了一个考核比例，比例以内的不考核，比例以外被考核。
我们将一个大用户的结算电量拆分成三部分，分别为合同电量，考核比例内偏差电量，考核比例外偏差电量。
合同电量按照合同价格执行，考核比例内偏差电量按照合同加权均价执行，对于大用户这个价格就是其合同价格，所以也就是据实结算。
而考核比例外的偏差电量所执行的价格肯定不再是合同价格，但这个价格各地规矩不一致，大致可理解为是高出合同价格的。
所以，像大用户这样直接将自己暴露在批发市场上，好处是可以节省找售电公司的费用，但也对自己的负荷把控能力提出了要求。
大用户因为电量较大，用电相对来说比较稳定，而且规定了偏差考核比例。因为自己的用电基数较大，所以可调整的空间也大，那么偏差考核的风险相较于中小型企业就小了很多。
而且大用户供用电设备较多，一般也会有专职部门来管理设备和能源，对于电量的把控程度也高，所以用电基数和管理水平是他们在批发市场上抵御风险的基础。
但如果一个中小企业也像大用户这样直接参与交易，电量基数不大，产生偏差的可能性就高，进而可能产生较高的偏差考核费用。
面对这个风险的暴露，已经参与电力交易的中小企业需要一种保障来降低可能遇到的风险，而售电公司提供的就是这样的服务。
售电公司聚合了众多这样中小企业的需求，代理这些小散的电量后参与批发侧电力市场，可以想象售电公司就是一个大型的用电户。
它在批发市场上的行为和大用户一致，而电量的结算同样需要考虑是否会产生较大的偏差考核。
因为代理了足够的电量，所以整体合同电量基数也较大，可调整的空间也有保障。
就算出现了偏差考核费用，大部分售电公司为了在零售侧争取用户，都会将考核的责任100%归到自己门下，不向用户传导。
这样就相当于用户把自己的电量交给售电公司，并与之约定一个交易价格，不论最终电量多与少，用户都是按照这个价格稳稳的结算。
而售电公司拿着这些电量，聚合成一个更大的电量包去参与批发侧的交易。
对于售电公司来说，其在批发侧市场上所要付出的成本包含批发合同金额和偏差考核费用，在零售侧市场的收入就是用户按照零售价格结算的电费。
两边结算的电量肯定是一致的，就看前者和后者的费用差。
如果为正，那么售电公司就是亏损的，如果为负，那么售电公司就是盈利的。
所以售电公司在零售市场上给到用户的零售价格，看似是对于自己在批发侧市场交易价格上的一个加价。
但实则已经包含了可能发生的偏差考核费用，本质上是用更大的电量包来消化小电量的偏差风险，进而获取这部分降低风险的收益。
这就是售电公司的风险屏障作用，用户支付的不是价差，而是在为降低风险而付费。
现货市场开启后
上述分析还是在仅有中长期市场，现货市场未开启前。
在现货市场开启后，出现的偏差电量已经不再是被考核，而是执行现货市场的价格。
众所周知，现货市场价格波动性较大，价格风险较高。
售电公司代理用户电量继续参与批发市场交易，依然是通过固定的零售侧价格给到用户，维护用户的安稳。
而另一方面则在充分预测交易周期内电量的同时，也在预测现货市场的价格，在现货市场上游走套利。
之前，售电公司在批发侧市场上的最大利好，就是全电量按照合同执行，没有任何的偏差考核费用。
但现货市场开启后，没有偏差考核费用的说法，只有偏差电量参照现货价格的结算。
那么偏差电量赶上了高于零售价格的现货市场价格，那么自然售电公司在这个时段是亏损的。
但如果偏差电量赶上了低于零售价格的现货市场价格，那么售电公司反而在这个时段盈利了。
批发侧的市场上，售电公司可赚可亏，这当然有风险也有奖赏。而中小企业没有这个能力，也没有这个意愿参与到这个市场中，还是希望一份定价般的安稳。
可见，售电公司依然是批发侧现货市场价格波动风险的屏障。
小结
最开始接触售电公司的时候，我并没有理解其存在的本质。
起初我觉得他找发电厂谈出一个价格，然后自己加上一个加价，再给到最终的用户。
这不妥妥的一个中间商嘛。
但后来了解了偏差考核机制，到现货市场后了解了偏差电量处理机制，我似乎清楚了它存在的意义。
表象上，售电公司一顿折腾最终会在批发侧市场上获得一个“加权交易均价”。
这个价格其实是通过各类合同，各类行为最终形成的，是通过若干费用/电量的形式所呈现的。
这里面就包含了偏差电费。
而给到用户零售侧的电价，看似是“加权交易均价”+“售电公司加价”。
但实则加价的目的不单单是为了盈利，而是在保持价格竞争力的前提下，是否能够覆盖在现货市场上的偏差费用。
倘若一家售电公司预测技术高超，不单是对代理用户总电量的预测，还有对于批发侧市场上的电价预测。
这样的技术在现货市场上获取了收益，那么其在零售侧市场上也就有了更大的定价空间，自然也就可以靠自己的技术能力来提升自己在零售市场上的竞争力。
在用户的视角，是在为售电公司作为自己和批发侧现货市场的风险屏障买单。而在售电公司的视角，在批发侧市场的交易技术理应得到市场和用户的认可。
不过用户电量的偏差是客观存在的，对电量预测的准确性也难以保障。
所以在获取负荷，成为交易风险屏障后的售电公司，为了能够在批发侧市场上更加灵活，也会呈现出它的下一面。
下一篇，我们就来看看售电公司的C面，辗转腾挪的负荷管理。
