售电公司如何绿色转型？

2021年的售电公司，经历了火电价格上浮20%、全国绿电试点交易、国家发布30·60“双碳”政策体系等一系列的大事件。火电价差日益减少，偏差考核越来越严，技术型售电公司如何转型？面对多重压力，绿电交易作为售电公司新的蓝海市场，又会带来哪些挑战与机会，售电公司如何应对？

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：刘昊 曹明皓 赵宥圻）

售电公司面临的挑战

从2015年电改九号文发布以来，售电公司先后经历了三个阶段：2016-2018高价差、2019-2020价差收窄考核严峻、2021年电价上涨叠加“双控”考核，售电价差模式已难以为继。2020年开始，广东、四川等多地售电公司亏损、退市，优胜劣汰日益明显。未来售电公司的出路就是拼交易技术、拼增值服务、拼售电套餐设计，否则将被行业淘汰。参与绿电交易正逐步成为售电增值服务的重要内容，但对于综合实力较弱的售电公司而言，对绿电交易政策不了解、不熟悉交易规则、缺乏绿电电源等问题，是阻碍其走上绿电交易之路的一道道门槛，难以跨越。

根据国家发改委、能源局2019年9月批复的《绿色电力交易试点工作方案》要求，绿电交易的时段划分、曲线形成等衔接现有中长期合同，优先执行和结算，并由市场主体自行承担经济损益。目前零售用户绿电签不带曲线的中长期合同，以月度实际用电量为依据结算，在规模小的情况下问题不大；未来波动性的风、光电比例提升，绿电的售电合同曲线将对售电公司负荷预测、交易曲线拟合和偏差考核风控带来更大的挑战。

可再生能源消纳保障机制考核

2019年5月，国家发改委、能源局发布《建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。按政策售电公司作为考核主体，总售电量中必须按各省份相应比例采购可再生能源电量，否则将承担考核和相应惩罚，首次在国家层面明确了售电公司参与绿电交易不是选答题，而是必答题。售电公司采购绿电的方式包括通过自发自用、电力市场化交易、超额消纳量和绿色电力证书所获得的绿电权益。

2021年5月，国家发改委、能源局进一步下发各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重和2022年预期目标。以江苏省为例，2021年售电公司需完成可再生能源消纳责任比例为16.5%。各省（市、区）也相应出台实施细则，在2021年全国绿电交易试点之前，各省消纳责任考核尺度灵活，主要以省级电网向省内售电公司免费分配消纳量的方式来完成。但随着2022年各省份绿电交易的全面开放，考核力度将不断增强，包括对未达标售电公司要求限期整改，未按期完成整改的市场主体依法依规予以处理，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒，绿电交易对售电公司的考核压力将进一步提升。

各省绿电交易规则有待统一和完善

2021年9月全国绿电试点交易启动后，行业共同期待2022年度交易中，各省绿电交易也将全面放开。但现实和理想还存在差距，江苏、浙江、冀北等省份在年度交易中开放了绿电交易品种，但北京、上海、天津等绿电采购需求旺盛的省份目前尚未组织新一轮绿电交易。

在开放绿电交易的省份，售电公司也要买绿电存在不少新问题，一是交易平台不同，江苏省采用现有电力交易中心平台组织，而浙江采用国网e交易APP组织，交易平台的不同自然导致很多相关交易方式的差异，包括报价方式、偏差考核和结算方式等。对于有多省绿电交易业务的售电公司而言，要熟悉不同省份的不同系统，这让本已存在难度的绿电交易更提高了门槛。而对于启动了现货市场的山东，由于绿电参与现货难以区分买卖双方和环境权益，让启动现货省份的绿电交易也有新变数。

绿电交易带来的售电机遇

全部工商业用户和平价风光项目共同打开绿电新市场

2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求推动工商业用户全部进入市场，参与电力市场交易。这为售电公司的绿电交易打开了海量的客户空间。大到几亿千瓦时用电量的钢铁厂，小到有独立户号的便利店都可以参与市场。当然海量的客户资源也意味着不同的用电场景、不同的电价承受能力和不同的绿电需求，只有对目标客户有清晰的区分，设计符合客户需求的售电和绿电套餐，才能将新增的海量客户转化成售电订单和利润。

进入绿电交易这片新天地的，不但有海量售电客户，还有大批平价风光电项目。2019年开始，可再生能源项目进入平价时代，即没有补贴的风光项目，可以通过绿电交易或平价绿证获得高于标杆电价的额外环境收入。在2021年的全国绿电试点交易中，平价项目率先将有竞争力的绿电通过双边或者电网代理的方式卖给售电公司。虽然在初期部分省份存在绿电平价电源供不应求，甚至因为供需关系绿电溢价较高的情况，但随着未来越来越多平价项目并网，绿电电源规模和价格的竞争力将进一步凸显。

国内外“双碳”政策引导工商业绿电需求

习总书记2020年提出“双碳”目标后，2021年国家的1+N“双碳”政策体系日益成熟。要达到减碳目标，使用近零排放的绿色电力是企业最高效也是最经济的路径。当然目前国家“碳-电”减排政策体系贯通还有待完善，但鼓励企业尤其是高耗能企业应用绿电的政策正在加紧完善。2022年初国家发改委发布的《促进绿色消费实施方案》首次提出，高耗能企业需要采购最低比例可再生能源电力，此外超过省级可再生能源消纳激励比例外的绿电消纳量不计入能耗“双控”考核。一系列政策的出台，不断凸显绿电的环境价值和经济价值。售电公司应深入理解国家“双碳”和“双控”政策体系，并将此应用于绿电销售和客户绿电服务的业务中，让国家的最新政策帮助售电公司获得新的利润增长点。

除了对高耗能企业的考核，大量外资企业和众多中资龙头企业也在2021年加快了绿电采购进度。苹果、巴斯夫等欧美企业加入了RE100、STBi(科学碳目标)等组织，不但其自身按照标准采购绿电，同时将绿电纳入上游供应商考核体系，带动制造体系的绿色转型，为售电公司提供了巨大的绿电客户需求。此外根据上市公司ESG披露要求和国资委的披露要求，国内龙头企业也将逐年提升纳入公司经营目标的绿电比例。2022年4月中信集团发布的碳中和报告中，已经清晰地将绿电和绿证采购写入公司“双碳”工作，为央企做出了绿色转型典范。

绿电交易将成为售电公司盈利新路径

从2021年开始，售电公司价差收益的商业模式难以为继，同质化的单一火电电量产品已经成为红海，如何找到新的蓝海产品，找到新的利润来源，是每个售电公司乃至全行业转型亟需解决的难题，可选路径包括交易技术提升、开展综合能源和绿色电力等增值服务。

目前，各省份火电交易经过四五年的充分竞争，交易规模、供需关系和价格空间已经相对透明。东部省份绿电交易从2021年9月试点交易才开始，市场对绿电交易的了解还处于早期，不是每个售电公司都可以提供绿电服务。因此有风光绿电电源积累、有绿电交易能力的售电公司，可以通过火电外的绿电差异化产品作为售电公司新的竞争优势和利润增长点。

售电公司开展绿电交易应对策略

苦练内功，储备绿电技术、经验和团队

绿电交易是未来售电公司新一轮发展的重大机遇，但是其专业性、复杂性、行业资源积累的要求也是极高的。这是一个涉及政策研究、售电（绿电）套餐设计、数字化研发、低碳咨询、综合能源服务等内容的体系化服务。因此售电公司要想在绿电交易这条新赛道上不被淘汰，就要提前储备绿电交易的团队、积累经验、不断提升技术。

紧跟各级能源主管部门政策变化

回顾售电行业发展的这五年，不论是绿电交易还是其他业务都需要快速创新，不断迭代。从国家发改委、能源局到各省级电力交易中心，各级能源主管单位每几周就会发布新的政策规则，不断完善电力市场体系，这也是售电公司优胜劣汰，或者寻求发展的新机遇。因此售电公司需要不断创新产品、迭代服务、苦练内功才能在电力市场大浪淘沙中经得起时代的考验。

绿电服务和套餐设计能力

绿电交易对于售电公司的一个重要价值在于用户采购绿电、绿证不只需要绿色电量或者证书本身，还会需要数字化平台、政策咨询、ESG报告、碳中和服务等整套的绿色环境权益服务。这是更高的售电服务门槛，但也会通过服务高端工商业用户，实现更多的售电利润。以金风科技旗下的金风零碳售电业务为例，在火电售电业务外，依托集团在全国超过15吉瓦的资管新能源场站资源，绿电交易规模超过400亿千瓦时，依托金风科技自主开发的α能源聚合平台，为工商业用户提供一站式零碳解决方案，在提升用户用能绿色度的同时节省用电成本，探索出了一条售电公司绿色转型的新路径。

售电不易，且行且珍惜。

作者：新疆金风科技股份有限公司 刘昊 曹明皓 赵宥圻。本文系《中国电力企业管理》独家稿件。