王鹏：电改新形势下售电市场如何高质量发展

我国售电市场现状

作为连接批发市场和零售市场的关键环节，售电公司的价值在于为用户量身制定适合的用电套餐，节约用户直接参与交易的时间精力和成本；通过聚合大量用户，形成较为稳定的用电负荷资源池，通过内部平衡减少偏差考核，避免将批发市场大额波动的风险直接传导给终端用户；此外，还可以在此基础上开展多样化的能源增值服务。售电业务的核心在于购电策略、售电套餐的制定及风险管理能力。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：王鹏 解力也）

我国售电市场已初具规模，2020年我国电力批发市场交易电量为31663亿千瓦时，占全社会用电量的42.16%，其中绝大多数买方为售电公司。但整体来说，距离成熟的售电市场仍然差距较大，主要体现在：

市场竞争偏离良性

随着用户对市场认识的加深，通过询价或招标筛选售电公司的方式越来越普遍，且往往以电价或服务费最低作为中标条件，导致市场竞争愈加激烈，部分发电企业所属售电公司甚至为了扩大市场份额以零服务费的方式抢夺客户资源，压缩了整个市场的盈利空间。这也说明目前售电公司仍然仅仅依靠购销价差盈利，未从其他方面形成用户粘性。此外，多个省份市场交易中存在“居间人”角色，游走在多个售电公司之间，蚕食了售电市场本就不高的利润。

抵抗风险能力较差

今年以来随着一次能源价格暴涨，在政府扩大市场化电价上下浮动范围后，多个省份市场电价顶格上涨，但售电公司与用户签约多为价格较低的中长期合约，导致售电公司亏损严重。广东售电市场在上半年就已经出现了大面积亏损，2021年上半年售电公司整体亏损面为88.2%、净亏损3.1亿元，与2020年整体亏损面为2.1%、净获利24.4亿元形成鲜明对比。这说明售电公司对价格变化预测能力不足，同时现行中长期合约缺乏后续调整手段和措施，流动性严重不足。

购售电策略较简单

目前国内中长期市场中的售电公司，降低购电成本的方式主要是通过年度交易和月度交易的合理配比，而售电套餐则往往为固定电价或市场均价加代理费等简单形式。现货市场中，售电公司购电成本的优化主要在于通过对电价的预测实现中长期与现货的合理分配，并在日前和实时市场的偏差允许范围内进行套利，由于目前各个现货市场仍在试运行中，售电公司大多采用报量不报价的方式参与，因此套利策略较为简单。在各个现货试点中，除了传统的售电套餐外，也出现了“部分比例电量采用固定电价、剩余比例电量与市场成交均价挂钩”以及分时电价等套餐形式。但总的来说，套餐种类较少且对不同用电曲线的客户未加以区分和引导。

技术能力普遍较弱

售电公司的技术水平体现在以供需预测为基础的电价预测能力、以负荷预测为基础的报价策略、以及客户合同管理、需求侧资源管理能力等。目前大多数售电公司的市场交易多凭经验决策，客户管理、报价测算多用表格处理。这也与目前市场未形成长期稳定的价格信号、规则仍在持续调整的现状有关，但随着用户量剧增、市场规则趋于稳定、数据量持续积累，必须依赖大数据分析等手段支撑业务开展。

较少开展增值服务

如前所述，目前售电市场仍主要在“打价格战”的单一维度竞争，开展的增值服务种类较少且技术含量不高，难以形成用户粘性，如容改需服务、电力设备预防性试验、简单的能效诊断等，只有少数售电公司开展了能源托管、分布式光伏运营、绿电绿证交易代理等多类型综合能源服务，售电市场转型和高质量发展缺乏内生动力。

售电市场面临的新形势

“双碳”目标和新型电力系统背景下，电力市场加速推进

实现“碳达峰、碳中和”是我国未来四十年要面临的艰巨考验，是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出“全面推进电力市场化改革，加快培育发展配售电环节独立市场主体，完善中长期市场、现货市场和辅助服务市场衔接机制，扩大市场化交易规模。”中央全面深化改革委员会第二十二次会议强调，要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，推动形成多元竞争的电力市场格局。售电公司作为电力市场的关键一环，将迎来新的发展局面。

一是市场建设进一步加快，售电难度成倍增加。随着多层次电力市场体系的建设，交易品种日渐丰富，市场环境日趋复杂，售电公司将面临优胜劣汰的严峻考验。

二是入市用户数激增，售电工作量成倍增加。仅在国家电网范围内，市场化用户数量就将从约25万户激增到近4800万户，增长近200倍。除了对电价敏感的高耗能企业外，绝大多数用户没有时间精力和相应的技术人力支撑电力交易业务，需要售电公司发挥专业代理作用。

三是电价可涨可跌，市场风险成倍增加。市场化改革早期，在“入市就是降价”的隐藏逻辑下，售电业务几乎可以实现只赚不赔，但随着“可涨可跌”的市场机制建立，售电公司必须面对可能存在的批零倒挂风险，并积极做好风险防控。

新版《售电公司管理办法》出台，售电管理进一步规范

11月11日，国家发改委印发新版《售电公司管理办法》，从多个方面对售电公司运营进行了规范管理。

一是明确了对售电公司注册和运营阶段的各方面要求。合格的售电公司应具备资金储备充足、人员技术实力强、经验稳定、业务持续、具备技术支持系统、信用良好等条件，并按年度提交持续满足注册条件的证明材料，标志着售电市场将进入高水平发展阶段。

二是建立了市场化的保底售电机制。保底售电机制既灵活地解决了售电公司退市后对用户的承接问题，也允许在市场化保底售电公司能力承接能力不足时由电网企业进行兜底，实现了对用户的双重保护。

三是重点关注售电公司财务履约能力。将履约保函、保险作为售电公司的财务履约保障，额度与其服务的市场交易电量挂钩，且在不同省开展交易需要分别提交保函或保险，现货市场地区地方主管部门可适当提高标准，以此进一步防范售电市场交易风险。四是对发电、电网企业所属售电公司实行不对称监管。发电企业、供水供热等公共服务行业所属售电公司必须具有独立法人资格、独立运营，不得同时在同一笔交易中作为买方和卖方。电网企业所属售电公司要做好与主业的各方面隔离，不得利用垄断地位获取额外优势，这些规定有助于维持良好的市场秩序。

用户用能目标呈现多样化，售电增值服务要求提高

一是用户节能降耗需求较为迫切。今年以来，由于电力供应紧张和地方政府实现能耗“双控”目标等原因，多地出现有序用电甚至拉闸限电，影响了工业企业生产和商业用户运营，且用户进入市场后面临更大的电价上涨可能性，节能降本的需求更加迫切，有利于售电公司开展节能改造、分布式光伏开发、用户侧储能等增值服务。

二是部分用户对绿色电力有强烈需求。国际化大企业、外向型出口企业、国内行业龙头企业出于产业链要求、社会责任等各方面原因，致力于通过使用绿色电力降低自身碳排放、树立良好形象，同时中央经济工作会议上提出的“新增可再生能源不纳入能源消费总量控制”，将促进高耗能企业大量购买可再生能源，如果售电公司可解决绿色电力供应与交易、绿证办理等一系列问题，将对这些客户具有巨大吸引力。

三是即将被纳入全国碳排放市场的其他控排企业有碳资产管理需求。售电公司在为高耗能、高排放企业做代理购电和节能服务的过程中，能更好掌握其用能特点、生产流程，便于做企业碳盘查和摸底工作，可进一步为其建立碳资产管理机制、代理碳配额交易，并将碳资产管理平台与售电服务平台有机结合，提供电碳一揽子服务。

新形势下售电市场发展方向

目前我国售电公司的整体能力和水平无法满足新形势下电力市场加速建设的需要、政府规范管理的要求以及用户日益复杂的能源消费需求，必须尽快加强自身核心能力建设，建立起专业优势，在“双碳”目标的实现和新型电力系统建设中发挥更大作用。

做好用户细分，科学制定购售电策略

面对交易品种多、交易频度高、价格变化快的多层次电力市场，制定合理的交易策略对售电公司至关重要。在批发侧，基于对用电负荷的准确预测和对交易规则的充分了解，合理分配中长期与现货电量比例、利用中长期分时段交易调整优化曲线，可以有效扩大售电公司盈利空间。在零售侧，考虑用户用电曲线与中长期统调曲线的匹配程度、与现货价格高低时段的关系，量化分析特定用户将带来的交易风险，根据自身风险收益偏好进行合作，在制定套餐时根据用户用电特性、负荷调节能力、风险承受能力制定个性化的零售套餐，促进用户改进用电曲线，节省电费支出。

提高技术水平，增强风险管理能力

售电公司应加强专业能力和技术支撑水平，开发或购买技术支持系统，除了应具有报价、合同签订、用户管理、接入电力交易平台等基本功能外，还建议具备发电预测、负荷预测功能，结合外送电计划、机组检修计划等市场公开信息，通过预测现货价格辅助交易决策，并进行事后的统计分析，亦可结合能源管理平台，保存用户档案、分析历史用电数据，对用户能耗进行监测和分析，以进一步提供解决方案。在风险管理方面，除了优化用户选择和精进交易策略外，建议在零售合同中明确外部环境发生重大变化时的调整机制，如增加与煤、气等一次能源价格的联动条款，或引入保险机制对冲违约风险，减少政策和市场大幅变化带来的冲击。

立足用户需求，延伸综合能源服务

售电公司应致力于成为用户的“能源管家”，以售电为入口了解用户用能特性、建立与用户的相互信任，针对用户多样化的用能需求，开展节能改造、分布式能源开发、储能、楼宇用能优化、源网荷储一体化园区建设等方面工作。针对绿色电力需求，因地制宜开发分布式光伏、对接新能源企业开展双边交易或代理购买绿证，实现企业绿色低碳目标，并积极筹备、超前谋划控排企业碳资产管理与碳配额交易、碳咨询业务，解决企业能源消费相关的难点痛点。

构建虚拟电厂，参与多种类型市场

售电公司作为负荷集成商具有天然的优势，可通过信息技术聚合可控负荷、分布式电源、储能、电动汽车、蓄热电锅炉等多种用户侧可调资源，以虚拟电厂的形式参与多种类型的电力市场。在国外电力市场中，虚拟电厂参与辅助服务市场、容量市场等均有成熟模式，国内多个省份或区域已允许第三方提供商、新型市场主体参与调峰辅助服务市场，售电公司应积极发挥自身资源和专业优势，参与市场多维度竞争，增加收入来源。

相关政策建议

我国售电市场与新一轮电力体制改革相伴而生，随着市场发展而逐步成长，如今在“双碳”目标的引导下市场建设即将步入新的阶段，也应更加重视售电市场的培育工作，为其高质量发展提供良好的支撑平台和健全的保障体系。

加快多层次电力市场建设，创造售电良好环境

健全多层次统一电力市场体系，推动形成多元竞争的电力市场格局。提高中长期市场流动性，丰富售电合同签订周期，建立长协价格回顾机制，在市场行情剧烈变化时，组织售电公司和用户进行价格调整。加快电力现货市场建设，形成长周期连续有效的价格信号，指导交易策略的制定，在时机成熟时允许售电公司报量报价参与现货市场，提高交易策略的灵活性、有效性。支持售电公司作为虚拟电厂运营商参与辅助服务市场、容量市场等，提供服务并获得相应市场收益。加快推动绿色电力交易与碳市场建设，为售电公司提供多途径变现手段。

加强对售电市场监管力度，维护售电市场秩序

坚持“有效市场”和“有为政府”相结合的原则，通过监管手段维持公平竞争的秩序，保障市场主体的合法权益。加强对市场操纵行为的监管，建立事前防范、事中监测、事后处罚的监管体系。加强对发电企业、电网企业所属售电公司的合规性监管，确保售电业务与其他业务独立运营，公平公正参与市场竞争。尝试建立售电公司分层监管体系，按市场份额、代理用户类型等对售电公司进行分类，在准入条件、零售套餐、技术、信息披露等方面进行差异化管理，提高监管效率。

发挥市场管理委员会作用，反映售电公司诉求

电力市场管理委员会由各类市场成员代表组成，负责研究讨论各类交易规则，协调电力市场相关事项，协助有关部门对交易机构的不规范行为进行监督和纠正。但在实际执行中，市场管理委员会主要由“大而强”的发电企业和电网企业代表组成，“小而散”的售电公司和用户则往往被忽视。市场的建设必须考虑到各方的利益才能有效推动，售电公司的声音需要被主管部门和其他市场主体听到。随着跨省现货交易的开展和全国统一电力市场的建设，也应建立相应区域级、国家级的议事渠道并提高售电公司参与度。

作者：

华北电力大学国家能源发展战略研究院 王鹏

国网综合能源服务集团有限公司 解力也