自從我國2015年啟動新一輪的電力體制改革以來，配電網與售電側都進行了充分的放開，廣東省售電側改革步伐一直走在全國前列。據統計顯示，2018年廣東備案合格的售電公司一共有150家，與2017年大致相同，2016年-2018年三年內，廣東的售電公司已超過400家，各售電公司在簡單的“差價模式”中獲取利潤，瓜分市場蛋糕，然而這種差價模式盈利空間越來越小，售電公司的風險也越來越受關注。

售電公司面臨的風險主要包括：

用戶側的風險。比如缺乏足夠客戶，客戶需求不足等。

上游風險。缺乏足夠上游電廠資源，以及價格風險。

政策風險。這個應該是目前我國存在的售電公司最大的風險。由于整個電改仍舊處于“試驗“階段，政策規則的多變，包括價格確定模式、市場容量、參與資格等無疑讓很多售電商窮于應付。

而一個風險理論的基本常識主要包括：

1. 規避風險可以避免不可承受的極端情況;

2. 規避風險(也就是對沖)需要支付風險溢價;

3. 承擔風險者獲得溢價，比如現貨市場的平均價格往往低于長期合同價格;

4. 政策設計角度，要讓哪些可以具有風險承受能力，或者有能力降低風險程度的主體去承擔風險。

這些都需要在有效率的售電公司的經營策略與戰略中得到體現。今天，我們就來具體談談理論上售電公司的風險，以及對我國目前政策與市場規則下售電公司的中國特色的風險及其應對做一個方向性的展望。

理論上風險：需求不確定與價格波動

需求不確定是所有商品市場的共同特征。在一般的市場中，這是通過存貨來實現調節的。但是，電力系統的“存貨”——也就是把電力儲存起來，是成本很高，很困難的，那么就需要額外的措施去應對這種需求的不確定。

售電公司通過長期合同、短期市場或者自發電實現電力的購買，然后向自己的客戶供電，但由于電力不宜儲存的特點，其躉售價格的波動是非常大的。自己買電的價格是高度波動的，而電力的售出價格往往是一段時期固定的，這種價格變動的不對稱將使售電公司面臨著較大的風險。

所以強有力的風險管理策略，特別是預測、對沖、再保險、合同規避等方面，成了售電公司的核心競爭力之一。

現實中的風險：計劃調度模式導致的偏差

過去，僅以廣東為例，其月度市場規則的重大變化就很多，包括：

是“雙邊撮合”還是“統一出清”

市場的參與者多寡(供需比)

如何衡量處理月度市場的“偏差”

前二者的風險已經過去，目前的政策已經基本固定。但是，由于計劃調度模式本質上沒有改變，如何衡量偏差，面臨著調度尺度與市場時間尺度過粗的問題。而售電公司未來在月度市場之外要參與短期小時甚至15分鐘市場，偏差問題則變得很重要。

誰來承擔風險，誰來獲得風險溢價?這些都變成了售電公司需要考慮的重要問題：

如果把偏差風險交給用戶，那么小用戶基本是沒有能力預測自己的用電行為的，或者這種工作交易成本過高，售電公司如何做?

如果市場價格暴漲，那么這一可能性有多大?又需要在多大程度上反映到用戶合同上?

如果某個大用戶退出了，那么購電策略與風險策略是否要進行改變?

如何給不同需求特性的用戶量身定做用電套餐，反映其用電特點與自身的風險管理?

如果購買波動性可再生電力，類似大用戶PPA購電，是否約定其短期(比如短于天)承諾輸出義務還是“簽個年度或者月度“就行， 自己去平衡對用戶的需求?

對于售電公司而言，控制偏差的關鍵在于，一是從客戶角度出發，多種手段并用控制偏差，盡量減少偏差量;二是與客戶、合作伙伴、第三方等采取適宜的方式，采取偏差電量轉移、風險轉移等方式共擔偏差風險。