电改五周年：售电市场呈现十大特征

五年来全国电力体制改革向纵深快速推进，售电市场建设是电力市场建设的重要组成部分。新电改首次在我国电力市场中开展售电侧改革，引入了充满活力的售电公司这一市场新兴主体，实现双侧市场同时放开，开启终端能源消费的新模式，引导综合智慧能源发展。

经过五年的实践，售电侧市场从初创时的摸索前进到目前的有序发展，期间所积累的经验、教训是引导我国电力体制改革“下一个五年”的宝贵财富。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部” ID:nyqbyj 作者：国家电力投资集团有限公司吴铮浩 赵晓东 韩放）

一、电改带来的主要变化

过去的五年中，随着我国电力市场建设不断深入，电力行业发生了重大的变化，主要表现为：

（一）市场交易比重不断扩大。自中发9号文发布至今，各省市有序放开发用电计划，全国市场化交易电量快速攀升，比重不断增加，如图1所示。2019年全国电力市场交易电量已达约2.8万亿千瓦时，同比增长28%，占当年全社会用电量的39%。2019年6月27日《国家发展改革委关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）的发布，标志了市场化交易规模将会进一步扩大。

（二）市场交易机制日趋成熟。根据9号文及配套文件的有关要求，国家发展改革委、国家能源局先后出台了《电力中长期交易基本规则（暂行）》《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》等文件，全国各省（区、市）也编制完成了电力市场交易规则，以准入、退出、结算等为内容的交易机制已基本形成。优先发用电制度、中长期交易、合同电量转让、辅助服务交易等市场交易规则和交易品种不断完善和丰富，电力期货、输电权交易和容量市场建设进入研究探索阶段。8个电力现货试点完成试运行，意味着2020年在部分试点区域启动连续现货运行已具备可能性，部分具备条件的省份也将总结试点经验启动试运行。

注：2015~2017年数据为国家电网、南方电网和内蒙古电力公司数据合计，2018~2019数据引自中电联

图1 全国市场化交易电量增长趋势

（三）市场化价格机制逐步理顺。燃煤发电上网电价“基准价+上下浮动”的市场化价格机制启动，跨省区特高压线路输电价格、区域电网输电价格以及全国各省（区、市）输配电价完成核定并进入第二周期核价。特别是，国家能源局2020年1月22日发布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》（征求意见稿）中明确提出，市场化用户用电价格包括电能量交易价格、输配电价格、政府性基金及附加、辅助服务费用等，促进市场化用户公平承担系统责任。终端用电价格构成明确，如图2、图3所示。

（四）可再生能源消纳水平大幅提升。近年来，通过市场化交易不断优化供需关系，可再生能源发电量持续增长，如图4所示。2019年5月10日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），终端电力用户，特别是市场化终端电力用户对自主采购可再生能源的需求进一步提高。

（五）售电市场蓬勃发展。截至2020年3月13日，全国各电力交易中心公示的售电公司已超过4千家，如图5所示。当前全国电力市场注册用户超过十万家且多数为大中型电力用户，售电市场格局已经基本形成。售电市场包括发电主体与售电公司部分电力大用户直接对接的批发市场以及售电公司与电力大用户、中小型电力用户直接对接的零售市场。随着准入门槛进一步降低或完全取消，大量小型电力用户进入零售市场，亟需通过售电公司进行负荷集成与统筹组织。

（六）市场交易机构规范运作。截至2019年12月31日，我国已建立了北京和广州两个跨省区电力交易中心和33个省（区、市）交易机构。按照9号文、《关于加强电力中长期交易监管的意见》（国能发监管〔2019〕70号）等系列文件的要求，广州、湖北、山西、重庆、广东、广西、昆明、贵州和海南交易中心按照股份制要求进行组建，北京电力交易中心已于2019年12月31日引入10名投资者完成混合改革，天津、湖南、江苏、山东、吉林和辽宁交易中心已相继于北京产权交易所挂牌增资扩股。2020年2月18日国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号），明确提出交易中心应形成权责分明、相互制衡的公司法人治理结构和灵活高效的经营管理机制，进一步推动交易机构规范运行。

二、售电市场建设的体会和认识

售电市场主体包括发电企业、售电公司、电网企业和电力用户。其中，电力用户和售电公司是首次成为市场主体参与市场交易。在过去的五年中，售电公司、电力用户从对市场不了解、到成为市场交易的主力军，通过交易达成市场电价。售电公司促进电力回归商品属性，由供需双方市场定价的改革初心得到了初步实现。

更加重要的是，由于来自不同行业的市场主体汇集于售电市场交易，产业联动升级，带动市场主体跳出各自行业固有的认知局限，创新服务意识，增强自主活力，使得市场建设不断推陈出新，在实践中积累了经验，也提高了认识。

（一）售电公司是衔接批发市场和零售市场不可或缺的组成部分

随着市场化用户比重不断增加，零售市场单体用电量将不断降低。此类用户年用电量集中于1000万千瓦时及以下甚至更低，电力负荷具有随机性、不确定性、分散性等特点，难以精确开展负荷预测，同时不具备参与批发市场集中交易的能力。此类用户比较分散，个体数目多，总用电量占全网用电量的1/3甚至更多。

通过售电公司将此类用户整合参与批发市场，既可以整合用电负荷特性，改善电力系统的运行环境，同时售电公司的专业性与资金实力也可大幅降低此类用户参与市场化交易的成本和风险。

（二）售电公司是提供一站式能源解决方案的综合能源服务商

伴随我国能源体制改革的推进，市场化改革的趋势已不仅仅局限于电力行业。2019年国家石油天然气管网集团有限公司正式成立，这使得油气业务市场化零售交易的大范围启动成为可能。终端用户的用能诉求往往不局限于电这唯一的品种，还包括热、冷、气等多种能源形式。售电公司以电作为契机，自主或与其他油气企业合作，根据用户诉求开展市场化的综合能源服务已成为当前的一大重要趋势。

（三）售电公司是政策宣传的重要途径

在过去五年中，大量终端用户从对电改一无所知到精通电价构成的每一个部分，这都离不开售电公司在业务拓展中的政策普及宣传。同时，零售电力用户通过售电公司向政府和交易机构反馈诉求以及对市场建设的意见。售电公司优化用户用电成本并提高用电的便利性，是改善营商环境的重要力量。

（四）跨省区交易促进资源更大范围优化配置

目前，山东在全国率先开展用户通过北京交易中心交易平台进行跨省区交易。在北京交易中心平台，通过银东直流、锡盟特高压以及“扎鲁特-青州”特高压，山东省电力大用户或售电公司可以通过双边协商与集中竞价结合的方式，向内蒙古、宁夏、甘肃和山西等省的燃煤机组和可再生能源机组直接采购电力，在全国率先实现了售电公司、用户作为市场主体，与发电企业进行跨省跨区交易，既为消纳富裕电力创造了有利条件，又通过市场交易的形式切实降低了电力终端的用能成本，是组织跨区交易的成功范例。

（五）高频次中长期交易提高清洁能源消纳水平

以四川市场为例，其在中长期交易体系下，构建了丰富的交易品种、交易周期以及价格体系，探索以周为最小交易周期，实现了发电侧多主体有序竞争的市场格局，通过水电在丰平枯水期报出差异化的中长期价格信号，引导用户用能习惯的调整以提高清洁能源消纳能力，最大限度降低社会综合能耗水平。

（六）市场化用户对系统平衡责任的缺失

近年来可再生能源技术快速发展，同时辅助以电化学储能等技术，可再生能源机组功率预测水平和机组灵活性大幅提高。从各区域辅助服务费用占比情况来看，可再生能源机组支付的比例逐步增加，但是，按照我国主要辅助服务市场的规则设计来看，费用的分摊仍然为发电侧，电力用户在享受可再生能源电力的同时并没有承担相应的系统平衡成本。

从国际成熟市场的实践来看，终端用户参与承担辅助服务费用是一种通行的做法，是引导能源清洁化的重要手段。尽快理顺辅助服务成本分摊机制，辅助服务成本向终端疏导是推动市场化建设的重要工作。

（七）售电行业准入门槛较低，市场主体能力参差不齐

在电力行业中，相较发电企业、电网企业，售电公司具有轻资产的特点，表面看准入门槛较低，但是市场对售电公司专业性要求比较高，同时售电公司的服务水平对社会影响也比较大。目前售电公司出现数量多、规模和能力参差不齐的现象，这是新兴领域的普遍现象。经过市场逐步建设成熟，售电公司将会经历逐步整合、规范、规模化的过程，其发展路径是规模化和标准化。

（八）面临电力用户小型化的挑战

伴随电力市场运行规则的不断完善，改革初期的用户规模大、价差高的特点已不复存在，售电企业进入“薄利多销”的阶段。随着全面放开经营性用电的实施，大量中小型电力用户将进入市场。该类用户往往存在开发维护成本过高或难以有效对接的情况，如何有效控制用户开发和维护成本将成为售电公司工作的难点。

（九）售电公司针对性统计评价体系亟待建立

相较于其他的市场主体，售电公司作为一种新生主体，主要以代理用户参与市场化为主要业务形式，大部分售电公司为轻资产公司或主要资产为现金存款，传统信用评价难以适用于大多数的售电公司。同时，售电公司作为重要的批发市场参与主体，仍未有正式的评价体系以评判其交易专业性。这些问题都造成了用户难以通过量化指标选择售电公司，造成了目前售电公司良莠不齐的局面。

（十）增值服务政策不确定性较高

售电公司往往希望通过布局资产或提供一系列的增值服务以提高竞争力，增强用户粘性。近年来，综合能源项目的布局往往是售电公司的主推方向。但是，从实际执行来说，受到政策不确定性的影响，相当一部分项目风险较高。

2020年是“十三五”规划的收官之年，也是“十四五”规划的孕育之年。作为市场主体，我们一同回顾电改五周年，不仅仅是因为改革带来了红利，降低了社会用电成本，更因为改革引发了我们对电力商品属性的思考，对电力价格形成机制的探索，对降低社会综合用能成本的实践。电改成绩斐然，困难也不容忽视，这都离不开来自中央政府的顶层政策设计，也离不开所有市场主体的共同努力。

电改五周年，有取得成绩的喜悦，有收获经验的欣喜，也有对未来无限的期待。五周年仅仅是一个开始。作为市场的参与者和建设者，通过不断的研讨与实践，我们将与充满生机的中国电力市场共同成长、发展。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2020年4月24日第16、17期