电改新政下售电公司转型突破之道

本轮我国电力市场改革回顾

在讨论本轮政策动态下售电公司的发展前景之前，我们先来回顾下电力市场改革的进程。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：刘睿）

2015年3月，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。

2018年7月，国家发改委印发了《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号），放开煤炭、钢铁、建材、有色四大行业全电量进入市场。

2019年6月，国家发改委印发了《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），全面放开经营性用户进入市场（居民、农业、重要公用事业、公益性服务以外的工商业）。

2021年10月，国家发改委印发了《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号文件”），取消工商业目录销售电价。

至此，工商业市场用电全民进入市场化交易阶段，且已参与交易的用户在无正当理由情况下改由电网企业代理购电时，将承担1.5倍的电网代理购电价格。

从上述政策变化沿革来看，国家在电力市场化改革的进程中，始终坚持着“稳中求进，有序推进”的思路，不断地细化和明确，直至市场逐步建立和完善。

新政连出售电公司面临的机遇与挑战

电力市场化改革的目的是为了发现“电”这个特殊商品的时间价值和空间价值，还原其市场属性，又因为电能量作为现代社会正常运转的普适能源的关系，电力市场化改革也是一次产业结构调整和经济结构调整的手段和工具，售电公司作为电力市场化改革的排头兵，向上承接着发电企业，向下面对着广大电力用户，只有率先做好政策引导和改革落地，才能赢得市场认可，获得生存空间。

本轮政策变化对售电公司的影响是多层次的，具体体现如下：

工商业目录销售电价取消，新盈利模式落地较难

在1439号文件中提到，“各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价”。在2019年的改革文件中已经开始全面放开经营性用户进入市场，但那时该部分用户仍然有工商业目录销售电价作为价值参考，在整体电煤行情平稳情况下真实感受电改政策红利，售电公司作为电力客户的代理商，与客户共享该部分红利空间，进而形成“价差分成”的盈利模式。

本轮政策中，明确取消了“工商业目录销售电价”这一价值衡量标杆，本质上既是充分体现电能量时间价值的重要举措，也为实现用户到户电价与实时发电成本挂钩提供政策支撑。对售电公司而言，取消了工商业目录电价，也就失去了所谓的“价差”的标杆，“分成”也就无从谈起，售电公司盈利模式中的“价差分成”模式将成为过去式，“度电代理服务费”将会兴起，但让自电改以来持续享受降价红利的电力用户在短时间内接受可能因实时发电成本攀升而带来的工商业电价上浮这个现实，难度很大，如果在此基础上还要支付给售电公司一笔“度电代理服务费”，接受程度将会更难。

燃煤发电电量全面进入市场，供给侧选择空间上升

在1439号文件中提到，“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在‘基准价+上下浮动’范围内形成上网电价”。在1439号文印发之前，电力行业上游发电侧电量由基数电量和市场电量两部分组成，基数电量由电网统一收购，燃煤机组基数电量收购价格按区域燃煤机组基准价执行，市场电量部分则按照市场交易合同价格执行。因而存在售电公司市场化电量高于发电侧市场电量时，电量合同无处落地的可能。自1439号文后，燃煤发电电量取消基数电量部分，全电量参与电力市场，为售电公司代理合同落地奠定了基础，提供了充足的市场电量空间。

履约保函压力提升，理性代理电量空间缩减

新版《售电公司管理办法》明确，履约保函标准由旧版的0.2分/千瓦时提升到0.8分/千瓦时，且在新版办法中并未明确保函金额上限，取消了旧版中关于履约保函金额500万上限的说法。

这也就意味着，以年代理电量20亿千瓦时的售电公司为例，按新版管理办法，在没有保函金额上限的情况下，若维持20亿年代理电量规模不变，将支付1600万元的履约保函或等额的履约保险，这对于任何一家售电公司而言都将会是一笔巨款。为减轻公司经营成本，在不新增保函金额上限的环境下，售电公司只能被迫选择筛选优质客户，降低代理电量规模，由规模集群的经营向精细化经营转变。

中长期分时段报量报价，偏差控制难度增大

1439号文中提到，“要加强政策衔接，做好与分时电价政策、市场交易规则等的衔接，确保代理购电价格合理形成”。这就意味着，往后的中长期交易也会逐步推动分时段报量报价，分时段结算清算。在此之前，以湖北为例，2021年中长期交易结算仍是按照“月结月清”的原则，以全月电量为标的进行结算清算，若一旦执行分时段签约和结算工作，则全月的结算清算标的将从一个全月电量整体细分为“尖、峰、平、谷”四类共6个时段，偏差考核基准将由1个基准变为4个基准，对售电公司而言，偏差控制的难度将大幅提升，一旦无法控制好偏差，极有可能出现考核费用高于代理收益的负收益情形出现，对售电公司持续有效经营提出了更高的要求。

随着政策的不断完善，市场的持续发展，单一电量代理的售电公司经营利润将会持续缩减，未来售电公司的前进方向必然是要立足价值创造，走多元发展之路，以电能量代理为纽带，与代理客户共建个性化售电生态，从而实现共赢。

现阶段，售电公司要做好新一轮政策的解读和宣贯工作，将政策精神和文件要求用电力客户“听得懂、能理解”的语言进行宣贯疏导，辅助新一轮政策在电力市场中尽快落地，协助电力客户更加科学、有效地用电，避免因政策理解滞后、市场规则不明而造成的经济损失，共同搭建新政策下的区域电力市场新秩序，与客户形成利益共享的纽带。

就长远而言，售电公司则要做好“一专多强”的战略准备。在工商业目录电价取消前，电力客户是能够通过参与市场化交易感受到电价降幅的，所以售电公司通过代理交易进而“分红”时，客户的抵触心理并不会很强，而现在取消了目录销售电价，煤价高涨的时候，用户本身就承担较高用电成本，如果售电公司无法提供除电能量代理之外的其他产品或技术支撑，则客户关系纽带将会难以维系。随着国家“双碳”目标的提出，高耗能企业逐渐在客户市场中处于劣势，但高额的电价溢出又难以被高耗能企业接受，故在后续的电改发展过程中，可能会出现高耗能企业用电与普通工商业电价持平，溢出电价部分将以“绿电”交易的方式体现，以此一方面能够体现高耗能企业平均成交价格高于一般工商业用户的特点，另一方面也为进展缓慢的“绿电”交易市场注入交易动力，售电公司可以以此为关注点提早布局，在实现客户电能量代理的同时，储备新的业务支撑点。

END

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于国能长源能源销售有限公司。