2020年6月10日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《電力中長期交易基本規(guī)則》（發(fā)改能源規(guī)〔2020〕889號）。自《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》（發(fā)改能源〔2016〕2784號）發(fā)布以來，經(jīng)過三年的探索與實踐，全國電力市場化交易比重不斷擴大，市場交易機制日趨完善，市場價格機制逐步理順，可再生能源電力需求日益凸顯，售電市場蓬勃發(fā)展。新版規(guī)則的出臺恰逢其時。
新版規(guī)則在暫行版規(guī)則的基礎(chǔ)上，由原有的十二章一百條修編為十二章一百二十八條，對相關(guān)章節(jié)進行了系統(tǒng)化的調(diào)整，對市場主體的權(quán)責進一步明確和定義，對交易品種、周期的內(nèi)涵進一步完善。同時，結(jié)合當前市場運行中存在的問題提出了一系列的處理原則或具體措施，引導(dǎo)規(guī)范市場、深化改革。
作為本輪電改的新興主體，售電公司自9號文發(fā)布至今得到了蓬勃的發(fā)展，全國經(jīng)公示的售電公司已超過4千余家。針對售電公司，在新版規(guī)則中的五點變化影響深遠，是售電公司必須面對的重大挑戰(zhàn)。
市場化比重進一步擴大
與發(fā)改運行〔2019〕1105號文的有關(guān)要求呼應(yīng)，新版規(guī)則取消了10千伏以上電壓等級電力用戶的限制，經(jīng)營性用電原則上均可參與市場化交易。
近年來，伴隨電力市場化改革的進程，終端電力用戶通過參與市場化交易切實享受到了電改帶來的紅利。市場建設(shè)初期，終端用戶單體用電體量較大、批零價差較大以及價格機制尚不成熟的特點，售電公司一度成為市場追捧的熱點。但隨著改革的深入，批零價差逐步縮小、單體用電量持續(xù)降低以及價格機制不斷完善的影響，經(jīng)營性用戶市場化比例的擴大帶來并不僅僅是機遇。
從成本收益角度考慮：市場化比重的擴大使得大量年用電量僅100萬千瓦時甚至更低的電力用戶進入市場，在市場中的占比不低。與傳統(tǒng)零售市場以中小企業(yè)和自然人為主不同，電力零售市場的主體基本為各種類型的企業(yè)。由于不同企業(yè)的管理制度和經(jīng)濟屬性等多方面因素，一家年用電500萬千瓦時的電力用戶的開發(fā)難度并不一定低于一家年用電量5000萬千瓦時的電力用戶。但是，代理一家年用電500萬千瓦時所產(chǎn)生的售電收益恐難以覆蓋售電公司針對該用戶所付出的開發(fā)、維護以及交易成本。因此，市場化比重增加形成的大批中小用戶，對于售電公司來說食之無味棄之可惜。如何控制相關(guān)成本，提高開發(fā)效率將會是不得不面對的問題。
從市場化價格機制考慮：目前大量新進入市場的用戶通常為價格敏感型用戶，特別在四大行業(yè)（煤炭、鋼鐵、有色、建材）中，利用峰谷電價錯峰排產(chǎn)是一個常見的現(xiàn)象。從理順價格機制的角度出發(fā)，市場化用戶的用電價格應(yīng)按照“上網(wǎng)電價+輸配電價+政府基金及附加+輔助服務(wù)成本”的模式形成，簡稱順價模式。在當前的實踐中，采用順價模式改變了此前峰谷目錄電價的形成機制，導(dǎo)致了峰谷價差消失或大幅縮小的現(xiàn)象。盡管部分區(qū)域正在研究中長期分時段簽署合約的解決方案，但是實際效果仍然有待檢驗。售電公司代理此類錯峰排產(chǎn)用戶進入市場，由于零售合約往往對標目錄電價的現(xiàn)狀，容易造成巨額的虧損。
偏差電費結(jié)算邏輯的改變
相較于暫行版規(guī)則采用偏差考核處理偏差電量結(jié)算，新版規(guī)則中不再采用偏差考核費用的表述，通過引入偏差電量電費、超用電量懲罰系數(shù)和少用電量懲罰系數(shù)，對發(fā)電側(cè)、用電側(cè)采用不同的偏差電量電費計算邏輯，實現(xiàn)差異化管理。
不妨以某省現(xiàn)行中長期交易規(guī)則進行分析。在該省現(xiàn)行規(guī)則中，偏差限額的計算基準為中長期合約電量，偏差限額內(nèi)執(zhí)行加權(quán)合同電價，偏差限額外按照超用或者少用執(zhí)行相應(yīng)罰則，結(jié)算電量為實際用電量。假定允許偏差為±2%，當月中長期合約電量為1000萬千瓦時，加權(quán)合同電價為390元/兆瓦時，實際用電為1200萬千瓦時，則1020萬千瓦時的電量可以按照390元/兆瓦時進行結(jié)算，超出的180萬千瓦時則需要按照相關(guān)罰則進行結(jié)算。當采用新版規(guī)則中的偏差電費結(jié)算模式，允許偏差的概念則不再存在，僅中長期合約電量1000萬千瓦時依據(jù)390元/兆瓦時的價格結(jié)算，偏差的200萬千瓦時則需完全按照上調(diào)服務(wù)加權(quán)平均價乘以相應(yīng)懲罰系數(shù)進行結(jié)算。同時，此前參與需求側(cè)響應(yīng)和儲能響應(yīng)產(chǎn)生的偏差電量也明確為用戶自主行為，納入用戶偏差承擔范疇。因此，售電公司作為用電負荷的聚合商，其中長期交易優(yōu)化邏輯將面臨較大的調(diào)整。
高比例中長期合約
與發(fā)改運行〔2019〕1982號文的有關(guān)要求呼應(yīng)，新版規(guī)則明晰了電力調(diào)度機構(gòu)從年度、月度和月內(nèi)如何實現(xiàn)95%中長期合約占比的具體工作內(nèi)容。
從目前全國主要電力市場運行情況來看，特別是現(xiàn)貨試點省份的現(xiàn)貨出清情況分析，保證高比例中長期占比有利于市場平穩(wěn)過渡，避免出現(xiàn)大幅價格波動的情況。以某省現(xiàn)貨試運行出清價格為例開展研究，如圖1所示。在依據(jù)實際分時用電量的95%作為中長期合同進行分解的情況下，經(jīng)優(yōu)化后的報價策略相較不優(yōu)化的結(jié)果比較，購電成本僅降低了不足0.5%。但是從隨著全面現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行的啟動，特別是對于電力供給緊張時段，大比例中長期將較大可能鎖定收益，降低購電成本上漲的風險。
因此，對于售電公司，高比例中長期占比是一個顯著的不確定因素。
圖1 某省現(xiàn)貨出清價格
高頻次中長期交易的出現(xiàn)
新版規(guī)則明確了中長期交易中，年度、月度和月內(nèi)、周、（多日）電量交易，增加了多日交易，鼓勵雙邊和滾動撮合交易連續(xù)開市。
從目前可再生能源富集區(qū)域開展連續(xù)周交易的運行實踐來看，交易周期接近運行日且連續(xù)開市，有利于售電公司更加精確預(yù)測用電負荷，精準參與市場。但是，相關(guān)區(qū)域在為市場主體提供多種手段控制用電偏差的同時也相應(yīng)提出了更高的偏差考核要求。
以某西南水電大省為例，對于超出偏差范圍以外的超用電量按照對應(yīng)水期的上限價格結(jié)算，少用電量按照當月合同均價考核。如4月為枯水期，當月加權(quán)價假設(shè)為300元/兆瓦時，超出偏差范圍的多用電量均按照上線415元/兆瓦時結(jié)算，少用電量均按照300元/兆瓦時進行考核。相較于收取的服務(wù)費來說，該考核標準讓售電公司難以承受。
針對上述情況，售電公司往往提出了負荷預(yù)測的需求。但是從實際來說，往往面臨如下問題：
零售合約時限較短，數(shù)據(jù)儲備不足。目前，我國大部分區(qū)域零售市場合約簽署期限為1年，部分區(qū)域允許簽署大于1年的合約。合約期間，售電企業(yè)可通過電網(wǎng)關(guān)口數(shù)據(jù)或自行安裝表計獲取小時級或日級用電數(shù)據(jù)?？紤]到用戶更迭較快，對于新代理的用戶而言，通?？色@取數(shù)據(jù)的時間維度較短。同時，對于部分代理了大量小規(guī)模用戶的售電公司來說，該類小規(guī)模用戶往往存在原始計量設(shè)備缺少分時計量功能的可能，且由于數(shù)量眾多難以逐一自行安裝表計，難以合理建模進行負荷預(yù)測。
用戶負荷互補性不強。相較于大系統(tǒng)而言，售電公司擁有的用戶數(shù)量較少，用戶負荷互補性相對較差。部分售電企業(yè)存在代理單體用電量達到總代理電量20%以上的狀況，且用戶用能計劃可控性差。
因此，如何適應(yīng)高頻次中長期交易將會是售電公司專業(yè)性的重大考驗。
可再生能源消納保障機制的實施
與發(fā)改能源〔2019〕807號的有關(guān)要求呼應(yīng)，新版規(guī)則明確了購電側(cè)主體（電網(wǎng)、用戶、售電公司）對清潔能源消納責任。
近年來，在國家宏觀政策的引導(dǎo)支持下，可再生能源技術(shù)得到了快速的發(fā)展。同時，用電主體對于電力清潔化的訴求也不斷提高。但是從目前的實踐，受限于多方面的物理性約束、政策性約束和經(jīng)濟性約束，可再生能源市場化直接交易僅在部分可再生能源富集地區(qū)開展，對于傳統(tǒng)用電大省來說，盡管能源主管部門已出臺相關(guān)支持可再生能源電力交易的政策，但從實施層面，無論是分布式“隔墻售電”還是集中式直接交易，售電公司或電力大用戶通過市場化交易直接采購可再生能源電力依然存在困難，可再生能源消納仍然以電網(wǎng)公司的“網(wǎng)對網(wǎng)”采購交易來實現(xiàn)。
伴隨可再生能源消納責任保障機制的啟動，相關(guān)責任主體一直在積極研究落實消納責任的實施路徑。但從當前全國主要省份的交易規(guī)則來說，電力用戶和售電公司直接通過市場化直接交易采購可再生能源仍沒有有效的實施手段。同時，如完全采用購買綠色證書的形式完成消納責任，參考當前市場化交易形成讓利空間、售電公司售電服務(wù)費收取水平和綠色證書購買價格，售電公司難以承擔由此產(chǎn)生的相關(guān)成本。
因此，如何代理用戶完成可再生能源消納責任將會是售電公司需要協(xié)同有關(guān)主管部門、電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)等共同解決的問題。
綜上所述，新版規(guī)則在規(guī)范市場、深化改革的同時，也給售電公司帶來了重大的挑戰(zhàn)。市場建設(shè)的推進是循序漸進的過程。市場的成熟必然帶來準入門檻的提高。新的挑戰(zhàn)在引發(fā)售電市場的洗牌、整合、完善與發(fā)展的同時，也作為一股重要的外部力量促使售電公司走出低層次的市場開發(fā)和中長期購售價差模式，向?qū)I(yè)型、技術(shù)型和資金密集型企業(yè)轉(zhuǎn)變，不斷提升我國售電市場的整體水平。
