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聚焦 | 售电新局

北极星售电网  来源:电联新媒  作者:翁爽  2022/1/13 11:19:26  我要投稿  
所属频道: 售电服务   关键词: 售电 电力市场 电力体制改革

北极星售电网讯:我国电力市场化改革再一次站在了关键的历史性坐标之上。

(来源:微信公众号“电联新媒”作者:翁爽)

新一轮电力体制改革行进六年,在“双碳”目标的推进和电力供需趋紧的形势下,电力市场化改革迈向了重要的新阶段,一系列强有力的改革政策密集出台,发出了真正运用市场化机制深化能源电力改革、加速产业结构调整和转型升级的诸多信号。

一套激励相容的市场机制,将促使市场主体在微观层面自发实现自身利益的最大化,同时也将引导全社会资源配置向效率最优和福利最大化的方向发展。最近,《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)(以下简称“1439号文”)全面放开燃煤发电上网电价,推动工商业用户全部进入市场,习近平总书记主持召开中央全面深化改革委员会第二十二次会议指出加快建设国家电力市场。随着市场建设迈向新阶段,更加灵活的价格形成机制和更加精准的价格信号,将引导电力供需匹配更加高效。而售电侧作为连接发电与用户端的坚实纽带,将在市场新局中发挥重要作用。

售电公司在此前的“野蛮生长”中,几度欢喜几度愁,受发电企业降价空间减少、与用户分成比例下降、偏差考核风险大等因素的影响,售电公司可持续发展压力增大。今年,受困于煤炭价格高位运行、年度销用价格持续倒挂,售电公司亏损尤其严重。电改新政打开了售电侧更广阔的市场空间,但是能否稳稳地接住市场扩大的蛋糕,既需要更加科学合理的市场规则、监管制度的引导,也需要售电公司主动提升交易能力、创新商业模式、开发延伸价值。当变局开启,机遇与风险如影相随,售电侧的市场格局将迎来新一轮的洗牌。

市场风险加大 售电公司价值凸显

在新一轮电改启动初始,售电侧作为电力系统中相对开放的竞争性环节,最先放开市场,引入社会资本。为促进售电侧市场培育,2016年国家发改委、能源局出台的《售电公司准入与退出管理办法》给售电公司设置的入市门槛较低,售电公司蜂拥而入,但技术水平参差不齐、抗风险能力差、业务模式较为单一。在“十三五”前半期电力供需相对宽松和电力行业实施多轮降电价的背景下,售电公司仅靠价差套利便足以盈利。

由于过去几年里电力整体供需形势变化不大,燃料价格的波动对市场偶尔会带来短期影响,但是影响力度和周期相对有限。市场主导部门出于对电力安全供应及市场稳定运行的考虑,较大程度地限制了批发市场上的竞争程度,电力批发市场价格较为稳定可控,售电公司撮合交易相对来说较为简单。但随着降价红利渐尽,以价差模式开展业务越来越困难。今年大范围的电力供应危机让本就艰难度日的售电公司雪上加霜,电力批发价格超出市场预期、大幅上涨,售电市场进入至暗时刻。

今年5月,广东开启2021年首次电力现货整月试结算。受电力供应紧张影响,广东电力现货价格持续高位,售电公司批发价格大幅提升,用户侧均价低于批发价格,“批零倒挂”的局面之下,售电公司既缺少风险对冲工具,也没有价格疏导机制。广东电力交易中心发布的《关于5月南方(以广东起步)电力现货市场结算试运行的通告》显示,5月广东161家售电公司(含2家参与批发市场的大用户)累计亏损约5.09亿元,其中136家亏损5.16亿元,亏损面超八成,仅有25家售电公司盈利,总盈利金额仅700万元。

对于售电公司而言,亏损存在主观和客观等方面的多重因素。“在1439号文发布之前,燃煤发电价格允许上浮10%,广东的批发市场和零售市场在之前采用的是价差传导模式,由于交易规则规定只能申报负价差,即交易竞价结果只能低于原来的目录电价,在这一规则之下,售电市场只能降价,不能涨价,售电公司无法将发电侧上浮的价格向下游进行有效疏导。”中嘉能集团首席交易官张骥说,“1439号文发布后,‘正价差’被允许,市场价格疏导机制被打通,但具体如何疏导、疏导多大的比例,还要看各省采取的具体措施。”

在可以预见的未来,供需形势将持续偏紧,供应侧的成本上涨不仅仅包含燃料价格的上涨,也包括推进能源转型所带来的系统成本上升。随着市场化改革的不断推进,供应侧的成本压力必然会传导给用户侧。

1439号文发布后,燃煤发电上网电价和工商业用户全面放开,市场用户数量将大幅度增长,市场化交易的规模迅速扩大,电力交易的种类和频次增加,对于广大中小规模的工商业用户而言,参与电力市场交易的挑战是巨大的。“以1439号文为标志,电力市场化改革进入新阶段。和上一个阶段相比,价格的管控色彩逐渐褪去,电力越来越趋向于还原其商品属性,价格形成机制更加灵活,现货市场价格波动更大,风险也很大,对于参与电力市场的用户的交易能力、风险防控水平都有了更高要求。”张骥说。

由于工商业用户全面放开规模大、时间短,新入市用户从目录电价的接受者转变为市场交易的参与者需要一个过程。在此期间,为了解决大量一般工商业用户不具备入市交易条件的问题,10月23日,发改委出台配套文件《国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》(发改办价格〔2021〕809号)(以下简称“809号文”),指出暂未直接从电力市场购电的工商业用户,由电网企业以代理方式从电力市场进行购电。809号文一方面明确了电网代理购电价格的形成机制,电网企业以报量不报价的方式作为价格的接受者参与市场的出清,另一方面强调了各地要结合电力市场发展状况,不断缩小电网代理购电的范围。换言之,目前,通过电网公司代理购电的工商业用户虽然暂时不需要直接参与市场化交易,但也需要面对波动的市场价格。809号文暂定有效期至2022年12月31日,或将表明一年后,这一批新用户将从电网代理购电转移到售电公司。

市场主体骤增、波动风险加大、市场变化难测,据业内人士初步预估,1439号文将推动百万数量级工商业电力用户接受市场化价格,售电市场承接的用户数量将增长百余倍。但新用户大多是电压等级相对较低、用电量相对较小的中小型用户,面对发电企业没有选择和议价的能力,许多用户也并不具备进入市场的计量装置。售电公司作为风险中介,通过为广大中小企业代理购电形成具有规模的交易电量,从而增强议价权、有效降低零售用户的风险敞口。这将倒逼售电公司深耕业务能力,从“资源为王”走向“服务为王”。同时,要代理这部分用户,需付出大量的计量成本和管理成本,售电管理需要更加精细化。

“售电市场机遇来临,未来售电公司将大幅分化,是否能在市场中立足的关键取决于售电公司的市场开拓、创新服务、把握客户需求和风险管控能力等。”张骥说。

11月11日,国家发改委、能源局印发新版《售电公司管理办法》。新版管理办法细化了准入、退出、运营中的权利与义务等方面的内容,对于发电企业、电力建设企业等公司所属售电公司和电网企业所属售电公司,分别提出了更具有针对性的注册条件和注册程序等要求,促进售电市场的公平竞争。业内人士表示,在新版《办法》印发前,各地售电公司多为一次性准入,其中存在大量准入后并未真正参与交易的“僵尸”企业;也有一些售电公司的注册信息发生了重大变动却无法核实和更新,甚至交易中心无法和售电公司取得有效联系。基于过去几年售电市场实践中出现的种种乱象,新版《办法》强化了售电公司注册手续的电力交易机构责任,并更加注重售电公司动态管理和风险管理,以便交易中心及时掌握售电公司的重要变化,并根据情况对售电公司进行有针对性的管理。对于连续3年未在任一行政区域开展售电业务的售电公司实行强制退出。

针对一些售电公司严重亏损,破产跑路的现象,新版《办法》明确建立售电公司履约保函、保险制度,加强售电市场风险管理,对售电公司的资金实力、抗风险能力提出了更高要求,并为其信用加了一道保险,这表明我国电力市场对于售电业务管理进入了常态化监管,从推动起步阶段的重事前管理走向了事前管理和事中监管相结合的阶段。

“旧版管理办法中并没有对售电公司的履约保函做出要求,具体到各省实际管理中,很多省份没有收取履约保函,或者收了额度也不高。广东5月现货市场价格大幅增长,一些售电公司破产跑路,用户的合法权益得不到保障。履约保函客观上对售电公司履约能力提出了要求,规避了售电公司破产跑路后的用户风险。”张骥说。

在1439号文的要求下,燃煤发电的电量已经全部进入市场,但其他优先发电的电量仍然按照保量保价的方式参与交易。从发电侧来看,目前有30~40%的保量保价电,以及大约60%的市场电;从用户侧来看,只有25%的用户是执行目录电价的计划用户,75%的电量执行市场价。这就导致执行政府定价的发电量大于执行政府定价的用电量。目前市场化发电价格在多数地区顶格上浮,而优先发电保量保价,使得一些用户不参与集中购电,却能获得更便宜的价格。“这样的做法和推进市场化的要求是明显不符的,应该尽快让所有的用户进入市场,在改革加大力度推进的形势下,政府应放松对价格的直接干涉而加强市场监管,规范市场主体和市场运行,保证市场的公平竞争。”张骥说。

竞逐售电市场 技术型售电公司或将胜出

在售电市场发展的初期,发电企业的售电公司由于能够充分保障电量来源及价格,在售电市场中综合竞争力较强。张骥认为,在市场化建设不断推进的新形势下,发电企业的售电公司无法继续依靠电厂的“输血”来生存和发展。在只有中长期市场,没有现货市场的时候,发电企业往往把自己的电量优先签约给集团内部的售电公司,但当现货市场不断扩大试点并进入“实战”期,中长期电力市场套期保值、规避风险的金融属性将逐渐凸显,如果发电集团内部的电厂和售电公司互签,一旦发电企业在现货市场的价格波动中陷入亏损,中长期市场也无法实现套利保值的作用,因为风险并没有向外转移,对于发电企业而言,更应推动售电公司独立发展。

对于当前在全国范围内普遍陷入困境的独立售电公司而言,在未来或将面临一个更加公平的竞争环境。此次电改新政出台后,独立售电公司应抓住这批数量庞大的中小型用户,发挥其经营机制活,决策应变能力强,发现用户需求快,解决问题效率高,请示审批程序少的优势,在用户的服务体验和企业降本增效等方面不断精进。

国网能源研究院企业战略研究所研究员唐程辉表示,售电公司未来开展业务需要重点加强两方面的核心竞争力。其一是售电公司在批发侧的价格预判能力。用户侧价格实现“能涨能跌”,则市场价格随供需特性的变化,波动的幅度将加大,而在电力现货市场试点运行的地区,批发市场价格甚至可以随短期供需实现浮动。基于这些变化,为用户做好价格预测和购电策略便尤为重要,这也是当前所有市场参与者所关注的重点。“通过合理预测购电需求和市场价格,售电公司与用户的合同及价格制定将更加精细化,通过优化购电策略,对冲市场风险;针对不同用户的用电特性,制定个性化、定制式的电价套餐。售电公司常见的价格套餐有固定价格合同、基于市场的合同、纯代理合同等,售电公司通过专业判断为用户提出合理的建议,让用户对于用电成本有相对稳定的预期。此外,还可以根据用户的用电习惯,为用户提供经济性分析,制定节能方案,引导用户改善其用电消费行为。”唐程辉说。

其次是售电公司对用户负荷曲线管理能力。售电公司应建立信息智能收集、分析系统,做好用户信息收集分析,甄选优质用户,优化用户组合,聚合零售用户,并为用户做好用电规划,从而形成一个有利于市场竞争的负荷曲线。“随着新能源发电占比的不断提升,电力系统随机性、波动性增强,系统亟需灵活调节资源平抑曲线波动,而售电公司具有聚合大量负荷的能力。当一大批零售用户进入市场后,整合资源的能力便是售电公司核心竞争力之一。通过聚合不同负荷类型的用户,优化负荷曲线,挖掘用户需求侧调节能力,如此一来,在和新能源发电企业签订中长期合约的时候,这种调节能力便是属于售电公司的巨大优势,无论是通过分时电价机制还是在辅助服务市场中,售电公司都可以通过负荷调节获得一定的收益。目前,越来越多的省份提出将负荷聚合商、储能、电动汽车等新型市场主体纳入市场成员,因此,未来提供辅助服务、参与需求响应等将成为售电公司重要的盈利模式。”唐程辉说,“尤其是在现货市场中,受新能源发电不稳定的影响,市场价格波动大,不同时期电力现货均价规律难寻,分时段的电能价格差距更大,售电公司管理零售用户曲线的意义更加显著。”

在“双碳”目标的推动下,电力价格的时空属性越来越强,电力中长期交易将朝着“曲线化”方向发展。2020年10月,国家发改委提出了中长期交易合同执行“六签”的要求,并在11月正式发布了《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》,其中一个重要要求便是分时段签。“未来中长期市场签约将越来越强化分时段,合同结算越来越细化,峰谷价差将进一步拉大,这是市场建设新阶段下的一个显著变化。”唐程辉说。

在现阶段,由于现货规则还不尽完善,电源侧需要中长期合约锁定收益,发挥中长期交易压舱石的作用。《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》鼓励市场主体签订中长期合同,力争年度+月度所签订的中长期电量不低于前三年用电量平均值90%~95%。但新能源的预测在临近运行日的时候精准度更高,中长期市场的交易组织将更加灵活和精细,交易逐渐向运行日前移,通过滚动撮合形式开展电力中长期交易连续开市。张骥建议,煤炭价格走势变幻莫测,很难准确预测长远的市场情况。因此,中长期交易的签约周期不宜太长,应该鼓励发电企业与售电公司进行短期化交易。同时,丰富多样的中长期交易周期,将为市场主体参与中长期市场交易提供更大的灵活性,也将鼓励市场主体根据自身情况调整交易策略,从而提升市场效率及流动性。

作为能源服务的载体,在新的市场形势下,售电公司服务范围不断扩大,除了开展电力实物交易买卖的基本业务之外,售电公司要赢得长远发展,还需要提供更多的增值服务。目前,推动售电公司向综合能源服务商转型成为行业共识。发改委提出大力发展综合能源服务业务,推动源网荷储协同互动,我国综合能源服务产业也将进入快速成长期,未来,综合能源服务业务和售电业务的融合度将越来越强,这将更加凸显售电公司丰富多元的业务结构和服务价值。但这一创新服务模式是否能够大范围推广,取决于电力市场价格机制的成熟程度。目前,综合能源服务正处于初级阶段,已经形成的可复制商业模式不够清晰,其盈利空间并不乐观,售电公司开展相关业务难免碰壁。

“在用户对于价格和激励具有较高敏感度的情况下,售电公司可以通过价格决策引导用户的用电行为,并最大程度实现自身利益。但一方面,售电公司在资金、技术、服务等方面存在不足,另一方面,电力系统的分时价格、辅助服务价格形成机制还有待完善,比如综合能源系统里通过储能或储热技术对电力的时间转移来降低用能成本,但如果分时价差不够大,缺乏足够的经济激励,这些技术就很难大范围应用,影响了综合能源服务的进一步发展。”唐程辉说。

售电市场的发展不仅关乎全国统一电力市场的建设,更关乎我国能源消费结构的优化。市场机制的加快建设与完善,将驱使售电公司更有动力为用户提高用电效率、优化用电模式、促进清洁能源发展,实现节能减排、低碳发展;但在可以预见的未来,“真刀实枪”的市场竞争也将更加激烈,售电公司盈利分化明显,售电市场逐鹿群雄的时代即将来临,在竞争法则下,具有专业水平的售电公司将逐步占领市场,真正的技术型售电公司将得以长远发展。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年第12期,作者系本刊记者。

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