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顶层设计缺失 售电侧价值难现
“现在还在观望的公司,里面有不少‘明白人’,他们发现售电行业目前并没有形成健康的商业模式。”在电力行业研究者谷峰眼中,我国售电侧还没有迎来真正的有效竞争,“售电并不是一个挣‘快钱’的行业。现在存活下来的,不一定就是电力市场需要的,选择退出的也不乏具有专业能力的公司。”
谷峰认为,本轮电改顶层设计的逻辑不够清晰,现货市场在电改中的作用也没有得到足够重视。“根据国外经验,电力现货市场设计、建设、推进需要较长时间。考虑到调度安全等因素,有观点认为可以绕过现货,先做较简单的中长期交易。但这样的路径看上去最近,实际上最远。”
据了解,现货市场除了涉及现货电量交易外,还有中长期交易的现货交割,需要电力调度统一指挥,是电力市场运作的核心环节。“电力现货市场建立后,由于现货电量在一天之中的价格剧烈波动,大用户为了保障用电成本,不愿意自己承担电价风险,售电公司就成了它们的最佳选择。”谷峰进一步解释,“没有现货,电力交易就无法体现电力与系统之间的响应。售电公司现在单纯赚差价的模式,其实和原先发电企业市场营销部的职能没有区别。”
对此,展曙光表达了相似的看法。“目前电力市场可以提供给售电公司的产品很少。”他认为,无论从体量还是种类上看,“电力批发市场”都还没有建立起来,“这就逼得很多售电公司只能靠赚取差价盈利。”
另据一位不愿具名的电力行业专家介绍,国外大型售电公司的收益主要来自于风险贴水,而非简单的价差。“由于用户在实时市场没有避险手段,所以即便日前电价高于实时电价,用户也愿意多花一部分钱来规避波动风险。”该专家说,“而目前国内售电公司的风险不来自于系统功率波动,而是来自于偏差考核,实际上仍未脱离以量定价的思维方式。”
“对独立售电公司而言,做好二级市场,才能发挥自身的优势。”谷峰向记者直言,独立售电公司没有发电资产,没有调节能力,无力也无需与发电企业背景的售电公司“血拼”工业大用户,而应该将分散、小体量的商业、居民用电需求整合,从中寻求优化方案,“但目前这些小用户尚未放开,市场上亦缺乏金融等方面的避险手段,独立售电公司无法开展这类业务,其真正价值也就无从体现。”
问计将安出?市场规律不可违
市场放开程度不够,盈利空间有限,已入场的售电公司纷纷尝试拓展盈利渠道,试图通过“售电+”的模式,以“为用户提供综合能源增值服务”增强市场竞争力,这似乎正成为目前售电行业的“不二策略”,流传于各个售电业务培训班。
但记者在采访中了解到,目前售电公司真正能够提供增值服务的并不多,更难以从中获利,大多数情况下仅将其作为争取和维持用户粘性的手段。“增值服务还停留在口头上,也缺乏相关的鼓励性政策。”彭芬表示。
“增值服务并不是生拉硬拽出来的,而是先有电价机制,通过机制催生出各类增值服务产品。” 前述不愿具名电力行业专家认为,售电公司增值服务难以落地,根本原因在于缺乏市场规律的引导,“国外储能技术近年来发展迅速,其中一个重要原因就在于日内电价存在较大价差,为储能技术的介入创造了空间。不是靠补贴,而是靠价格指引、市场机制,刺激了市场主体积极性,促进了储能发展。”
谷峰也指出,应该正确看待当前市场中存在的一些争议,“2017年山东年度双边交易中,5家拥有发电企业背景的售电公司代理了75%的电力用户。发电巨头通过降价占领市场,发挥规模效益,是很正常的市场行为。”
华北电力大学教授、中国投资协会能源投资专委会副会长王鹏则认为,改革中存在一些矛盾和问题很正常,但方向必须坚定。“‘9号文’不是简单照搬美国、欧洲经验,而是从我国国情出发,实施国家能源战略,要坚持通过体制机制变革,在电力领域加快构建有效竞争的市场结构和体系。脱离市场理性的低效运行,才是最大的资源浪费。”
“没有哪个行业是稳赚不赔的。目前有售电公司退出,恰恰说明市场运转得比较正常。”谷峰说,“现在退出的售电公司基本都是民企,发电企业投建的售电公司还在持续进入。电改的一个重要意义,就在于让电厂走出车间去经营企业,这对发电企业来说是转型的机会。”
彭芬告诉记者,她的公司目前正在建设用户用能管理平台,未来将基于用户用能大数据分析,挖掘用户的用能特性及用能习惯,帮助用户做好需求响应等增值服务,以增加用户粘性,并与用户共享收益。
与发电公司旗下售电公司缓慢平稳的运营策略不同,已经入局的独立售电公司沉浮更明显,它们在承担风险艰难求生的同时,也在谋划着未来。“我们现在能做的,就是在各省现有规则下尽可能抓住窗口期促进交易,同时努力丰富自身技术资源,保证增值服务能够落实,并在这个过程中等待更加完善的市场环境。” 赵振堂告诉记者。
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