中國儲能網(wǎng)訊：自2015年我國新一輪電力體制改革啟動至今,電力市場建設已取得重大進展，在“雙碳”目標推進和電力供需持續(xù)偏緊的形勢下，電力市場化改革邁向了新的階段。隨著一系列電力改革政策密集出臺，運用市場化手段解決能源供應、加速產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整的信號得到了充分釋放。山西作為我國開展連續(xù)現(xiàn)貨不間斷結(jié)算試運行時間最長的省份,更是率先開展了中長期分時段交易，為各類市場主體提供了靈活的風險調(diào)整手段。售電公司作為連接發(fā)電企業(yè)與用戶的橋梁，在電力市場中的作用尤為重要，目前，售電公司競爭已經(jīng)處于白熱化階段，可持續(xù)發(fā)展也面臨巨大的挑戰(zhàn)，同時也迎來了新的發(fā)展機遇。如何在新型電力系統(tǒng)中更好地發(fā)揮售電公司的作用成為亟待解決的重要問題。
新型電力系統(tǒng)“新”在哪里
電力市場化改革加速推動新型電力系統(tǒng)建設
新型電力系統(tǒng)的第一“新”，體現(xiàn)在電改政策上。
電力市場建設經(jīng)歷了以下重大階段：1949～1985年，完全管制定價階段，政府自上而下實施計劃管理。1985～2002年，電價政策改革和調(diào)整階段，實行“多家辦電”，陸續(xù)推行了“還本付息電價”“經(jīng)營期電價”等制度。2002～2015年，電力市場化改革過渡階段，電改5號文印發(fā)，推進“廠網(wǎng)分開、主輔分離”，出臺標桿電價制度。2015年至今，全面深化電力改革階段，2015年電改9號文印發(fā)，開始推進輸配電價改革、售電側(cè)改革等重點任務；2017年《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》，確定山西在內(nèi)的第一批現(xiàn)貨試點省份；2021年發(fā)改委1439號文印發(fā)，推動用戶全面進入市場。
售電公司的產(chǎn)生。“中發(fā)9號文”開始引入售電公司等概念?？傮w思路為在電力生產(chǎn)、運輸、交易、消費產(chǎn)業(yè)鏈條上，對自然壟斷部分實行管制，而對非自然壟斷部分予以放開，引入競爭機制。市場改革的總體目標是加快構(gòu)建發(fā)電側(cè)和售電側(cè)有效競爭的市場結(jié)構(gòu)和市場體系，形成主要由市場決定的能源價格機制。發(fā)電側(cè)允許新興主體參與市場，售電側(cè)引入售電公司，開啟能源消費新模式。
多元化的市場主體和市場架構(gòu)。1998年，撤銷電力部，成立了國家電力公司，形成了發(fā)、輸、配、售，全產(chǎn)業(yè)鏈計劃性一體化國家電力公司，全部由政府定價。2002年，“5號文”啟動第一次電改，實現(xiàn)“廠網(wǎng)分離”。發(fā)電側(cè)形成五大發(fā)電集團、各類資本發(fā)電廠并存格局。國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)輸配售仍一體化。上網(wǎng)電價、銷售電價由政府定價。2015年，“9號文”啟動第二次電改，售電側(cè)放開，市場結(jié)構(gòu)中新增存量配網(wǎng)、增量配網(wǎng)，用電也分為計劃性用電、市場化用電。其中，計劃性用電、輸配電價由政府定價，市場化用電及價格由市場形成。發(fā)電廠可以通過電網(wǎng)企業(yè)將電力銷售給計劃性用戶，也可通過交易中心，與售電公司或者大用戶進行電力直接交易。
售電市場的新鮮血液。發(fā)改價格〔2021〕1439號文，把工商業(yè)用戶全部推入市場，為售電市場注入新鮮活力?？傮w思路為有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，推動工商業(yè)用戶全部進入市場，取消工商業(yè)目錄銷售電價，保持居民、農(nóng)業(yè)、公益性事業(yè)用電價格穩(wěn)定，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。
高比例新能源、大規(guī)模外送、省間現(xiàn)貨下的新型電力系統(tǒng)
新型電力系統(tǒng)的第二“新”，體現(xiàn)在高比例新能源、大規(guī)模外送、省間現(xiàn)貨上。
高比例的新能源。以山西省為例，截至2022年12月底，山西省發(fā)電裝機規(guī)模12079.52萬千瓦。其中，常規(guī)火電裝機7841.51萬千瓦；風電裝機2317.81萬千瓦，占比19.19％；光伏裝機1695.71萬千瓦，占比14.04％；新能源總裝機占比33.22%。
按山西省統(tǒng)調(diào)裝機口徑統(tǒng)計，發(fā)電裝機規(guī)模9296.15萬千瓦。其中常規(guī)火電裝機5033.5萬千瓦；風電裝機2239.73萬千瓦，占比24.09％；光伏裝機1530.84萬千瓦，占比16.47％；新能源總裝機占比達到40.56%。
隨著新能源裝機占比不斷提升，山西省現(xiàn)貨市場價格也受到了巨大影響。例如，2022年1月，直調(diào)用電量約225億千瓦時，外送電量約42億千瓦時，新能源發(fā)電量約40億千瓦時，1月日前現(xiàn)貨市場出清均價378元/兆瓦時；2022年6月，直調(diào)用電量約195億千瓦時，外送電量約36億千瓦時，新能源發(fā)電量約38億千瓦時，6月日前現(xiàn)貨市場出清均價433元/兆瓦時；2023年1月，直調(diào)用電量約220億千瓦時，外送電量約50億千瓦時，新能源發(fā)電量約73億千瓦時，1月日前現(xiàn)貨市場出清均價299元/兆瓦時。
對比三組數(shù)據(jù)可明顯反映出新能源發(fā)電量大小與現(xiàn)貨市場電價的反比關(guān)系。下面具體分析山西省2023年1月電力現(xiàn)貨市場情況：
1月為典型的迎峰度冬時節(jié)，全月平均負荷2914萬千瓦，外送均值619萬千瓦，新能源出力均值990萬千瓦。全月呈現(xiàn)高用電負荷、高新能源出力、高外送的局面，結(jié)合火電機組出力情況，凌晨、中午低負荷率，晚高峰高負荷，現(xiàn)貨市場電價跟火電機組負荷率正相關(guān)。
針對1月電力市場情況，售電公司在月度、旬中長期交易時，首先考慮提高早、晚高峰時段持倉量；其次參與凌晨、中午和晚高峰后半段中長期市場博弈，盡量壓低成交價格，保持較低的持倉比例。通過以上手段，可完美獲取中長期與現(xiàn)貨市場差價部分利潤，即使1月新能源出力較小，現(xiàn)貨市場整體呈現(xiàn)高價，此時面臨的虧損風險也較小。
大規(guī)模外送、省間現(xiàn)貨。2022年1～12月，山西省省間外送交易結(jié)算電量552億千瓦時，均價457元/兆瓦時，其中省間現(xiàn)貨結(jié)算電量42億千瓦時，結(jié)算均價1394元/兆瓦時。
3月，省間現(xiàn)貨開始試運行，其價格上限為1萬元/兆瓦時，遠高于全國各省中長期交易和現(xiàn)貨市場出清價格，因此外購電需求量大的省份逐漸增加了省間中長期合約電量和交易電價。7～12月，山西省省間中長期月度交易電價維持在398.4元/兆瓦時的上限價格，電量也維持較高水平。二者疊加，山西省日前聯(lián)絡線計劃最高值達1000萬千瓦以上，接近最大電力值。
由于省間現(xiàn)貨市場的持續(xù)高價以及較大的電力缺口，極大影響了省內(nèi)機組在省內(nèi)現(xiàn)貨市場的報價行為，絕大多數(shù)機組均通過提高省內(nèi)現(xiàn)貨報價的方式，來壓低省內(nèi)日前市場的中標出力，留出更多的發(fā)電空間來爭取省間現(xiàn)貨市場，獲取更多的經(jīng)濟效益。8月，省內(nèi)現(xiàn)貨日前出清均價854.69元/兆瓦時（580折價前），單日日前均價高于580元/兆瓦時的天數(shù)為16天，其中日前均價高于1000元/兆瓦時的天數(shù)為14天，達1500元/兆瓦時的天數(shù)為9天。
在此模式下，山西省內(nèi)售電公司開始空前關(guān)注省間現(xiàn)貨市場，“水電缺水”“華東高溫”“周日周一無省間”成為整個售電市場最為關(guān)注的熱搜。旬交易和日滾動交易進行前，售電公司會查詢近幾日乃至一周以上的外省天氣情況，從而分析送入省份的用電負荷需求，來判斷省間現(xiàn)貨市場價格高低，再由省間現(xiàn)貨價格倒推省內(nèi)現(xiàn)貨價格。省間現(xiàn)貨市場的供需形勢對于山西省內(nèi)現(xiàn)貨電價的影響力度，甚至一度超過了山西本省的供需形勢。
售電公司面臨的挑戰(zhàn)與機遇
單純的價差模式難以維系
“1439號文”發(fā)布后，燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價和工商業(yè)用戶全面放開，電力市場中用戶數(shù)量激增，市場化交易規(guī)模大幅擴大。與此同時，電力交易的種類越來越豐富，交易頻次也隨之增加，電力作為一種市場化的商品，其價格形成機制愈發(fā)靈活?，F(xiàn)貨市場中價格波動大，給售電公司帶來的交易風險也越來越大，這對于售電公司的交易能力和風險防控水平都提出了更高要求。加之目前對于售電公司的偏差考核力度較大，售電公司可持續(xù)發(fā)展壓力明顯增加。
未來，隨著電力市場化改革的不斷深入，在電力供需持續(xù)偏緊的情況下，燃料價格的上漲及新能源轉(zhuǎn)型所帶來的系統(tǒng)成本的上升給電力供應側(cè)帶來的成本上升必將傳遞給用戶側(cè)。在售電市場競爭愈加激烈、價差空間透明化的今天，這種同質(zhì)化的盈利模式必將難以維系。
售電市場競爭白熱化
在價差高地失守以后，售電同行間打起了電量爭奪戰(zhàn)，進入低價差高電量的時代。
一方面，“1439號文”發(fā)布后，一般工商業(yè)用戶全部進入市場，山西電力市場中潛在的入市用戶超過80萬戶，大批量的小微用戶若與售電公司按雙邊協(xié)商開展零售交易，將使售電公司的交易效率降低，加之目前此類用戶對于電力市場交易認識有限，因此給委托代理商留下了較大的生存空間。部分售電公司給委托代理商的服務費用或利潤分成較高，占其運營成本比重較大，這在一定程度上進一步縮減了售電公司的盈利空間。另一方面，一些電力集團對于其所屬的售電公司在代理電量方面有考核要求，而大用戶既能大幅增加代理電量，又能穩(wěn)定售電公司總加曲線，因此爭奪大用戶的市場競爭更為激烈。為獲取用戶，某些售電公司不惜冒著巨額虧損的風險，用低于批發(fā)成本的價格簽訂零售用戶。
售電公司何去何從
面對不斷加快的新型電力系統(tǒng)建設，以及該過程中售電公司所遇到的一些問題，總結(jié)經(jīng)驗如下：
打造技術(shù)型售電公司
集結(jié)精英人才，打造營銷團隊。隨著“分時交易”的開展，中長期交易已經(jīng)細分到每日24小時。在山西省高比例新能源模式下，需要氣象、財務、金融、數(shù)學、電力等多專業(yè)人才互相配合，多維度分析電力市場供需關(guān)系，從而精準預測中長期和現(xiàn)貨市場價格走勢。
完善高效管理體系。針對頻繁開展的年度、季度、月度、旬和日滾動等中長期交易，以及現(xiàn)貨市場交易，建議售電公司內(nèi)部成立營銷領導組和營銷工作組。領導組負責協(xié)調(diào)各部門工作，審批月度及以上交易；工作組負責起草交易方案，組織開展各項交易，每日進行交易復盤，并將結(jié)果匯報領導組，形成職責分明、層次清晰、科學高效的營銷管理體系。
建設專業(yè)化輔助決策平臺。隨著現(xiàn)貨市場的開展，大量的數(shù)據(jù)交互和分析需求將使技術(shù)支持系統(tǒng)成為剛需。為了更好地兼容市場需求，決策平臺必須涵蓋氣象信息、數(shù)據(jù)看板、市場分析、長短周期電價預測等多方面內(nèi)容，并且有效支持各維度中長期及現(xiàn)貨市場交易。
提升用戶管理能力。首先，建立用戶“價值”意識，針對不同用電習慣的用戶，應分析其用電特性，并制定個性化價格套餐，在保證售電公司盈利基礎上，盡量降低用戶用電成本，形成合作共贏模式。其次，提高用戶負荷曲線管理能力，做好用戶信息收集，選取優(yōu)質(zhì)用戶，形成有利于市場競爭的負荷曲線。同時，通過聚合不同負荷類型的用戶，挖掘用戶需求側(cè)調(diào)節(jié)能力，為下一步開展負荷聚合、虛擬電廠等工作做準備。
開展負荷聚合、虛擬電廠建設
充分挖掘需求側(cè)資源。以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設，需要深化創(chuàng)新需求側(cè)管理，充分挖掘需求側(cè)資源，調(diào)動負荷側(cè)參與電力市場的主動性和積極性，實施源荷靈活互動，解決新能源消納難題。通過用戶與電力生產(chǎn)各環(huán)節(jié)深度互動，改變用戶用能習慣，降低企業(yè)用電成本，獲取額外收益，提高經(jīng)濟效益，助力節(jié)能減排。
開展可控負荷聚合。可控負荷聚合對于售電公司具有重要意義：其輔助服務市場中的收益，可抵消部分調(diào)峰市場分攤費用；可深入掌握用戶生產(chǎn)工藝、用電習慣；借助聚合商系統(tǒng)可實時監(jiān)測用戶用電數(shù)據(jù)，為用戶偏差電量調(diào)整提供技術(shù)支持；為用戶用能分析、能耗監(jiān)測等增值服務提供數(shù)據(jù)支撐；提前占領可控負荷資源，后續(xù)還會有用戶側(cè)調(diào)頻、備用等輔助服務市場，增加售電公司多元發(fā)展方向。
不具備開展負荷聚合、虛擬電廠建設條件的售電公司工作思路。負荷聚合、虛擬電廠建設必將是售電公司下一步的發(fā)展方向，但是目前鑒于資金、平臺等多方條件限制，大部分售電公司無法開展該類型業(yè)務。經(jīng)過具體測算，該部分售電公司也可進行負荷調(diào)整獲益。
目前，山西電力交易平臺披露未來3日的統(tǒng)調(diào)用電負荷、新能源出力和外送計劃，據(jù)此較為容易預測近幾日現(xiàn)貨市場整體價格，隨后可提前2日與用戶溝通聯(lián)系，進行對應日的用電計劃調(diào)整。另外，現(xiàn)貨市場實際運行過程中，隨著市場邊界條件改變，現(xiàn)貨日前與實時可能產(chǎn)生價差，如果用戶可以實時配合調(diào)整用電負荷，此時可獲得可觀的價差收益。通過以上手段，既起到削峰填谷的作用，也為用戶降低了成本。需要注意的是，必須處理好與用戶的利潤分成比例，推動用戶長期合作，為下一步虛擬電廠建設做好準備。
開展綠電交易
為深入貫徹落實黨中央、國務院關(guān)于力爭2030年前實現(xiàn)碳達峰、2060年前實現(xiàn)碳中和的戰(zhàn)略部署，加快建立有利于促進綠色能源生產(chǎn)消費的市場體系和長效機制，推動構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，踐行低碳發(fā)展、綠色消費理念，依據(jù)國家發(fā)展改革委試點開展綠電交易有關(guān)指導意見和相關(guān)文件，2023年3月，山西省組織開展了綠色電力交易。
售電方為平價新能源發(fā)電企業(yè)，購電方為暫不直接參與現(xiàn)貨市場的低壓用戶、電信基站（含代理此類用戶的售電公司），交易電價暫未公布，預計將低于390元/兆瓦時。通過綠電直接交易，平價新能源企業(yè)可以提高結(jié)算電價，中長期交易價格高于332元/兆瓦時的部分，均為增收部分。售電公司和電力用戶可獲得北京電力交易中心分配的綠證，且交易電價低于或者接近低壓用戶批發(fā)市場價格，一舉兩得。所以，低壓用戶與平價新能源電站交易，將成為近期較為火爆的市場，發(fā)用雙方均有強烈的成交意愿。
隨著綠電交易的進一步放開，部分出口性質(zhì)的電力用戶和具有綠色發(fā)展理念的新型行業(yè)愈發(fā)重視電力使用過程中的“綠色屬性”，也進一步對售電公司綠電獲取能力提出了新的要求。在“雙碳”目標背景下，我國能源轉(zhuǎn)型不斷加速,正在加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng),越來越多的新能源進入電力市場，可再生能源消納權(quán)重逐步增大。在這種發(fā)展趨勢下，售電公司面對市場用戶時，應主動引導用戶對于可再生能源消納的認知，培育用戶使用可再生能源的意識。因此售電公司在批發(fā)市場中，如何合理搭配火電電量與新能源電量的比例，新能源電量中如何分配普通新能源和綠電的比例，是售電公司在未來幾年中需要深入考量和分析的一個側(cè)重點。在山西售電市場中，除了比誰家電更便宜以外，能否提高新能源比例，能否提供綠電也是左右電力用戶選擇售電公司的一個點，這說明山西省電力用戶在市場化的過程中，用電理念開始改變，逐步開始接納新能源和綠電的概念。市場理念的轉(zhuǎn)變，是政府、電網(wǎng)和售電公司一同推動新型電力市場建設結(jié)下的果實。
開展綜合能源服務
隨著能源轉(zhuǎn)型提速和電力體制改革的不斷深入，能源、電力、用戶三者之間的關(guān)系變得越來越緊密。加快推進能源互聯(lián)網(wǎng)企業(yè)建設，開展?jié)M足多元化能源生產(chǎn)與消費需求的綜合能源服務將勢在必行。
綜合能源服務能夠促進清潔能源發(fā)展，也能夠提升社會綜合能效水平，將電力、熱力、燃氣等不同供能系統(tǒng)集成互補，提高能源系統(tǒng)整體利用效率。山西省內(nèi)多地市設有經(jīng)濟技術(shù)開發(fā)區(qū)，可充分發(fā)掘園區(qū)內(nèi)企業(yè)用戶冷、熱、氣等能源的訴求，為用戶提供綜合用能服務及診斷。此外，還可以在園區(qū)內(nèi)建設分布式屋頂光伏，為企業(yè)進行直供電，并進行集中規(guī)劃，達到能源利用效率最優(yōu)，將經(jīng)濟技術(shù)開發(fā)區(qū)打造成綜合能源示范園區(qū)。
