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区域格局:市场化程度加深,华北、华东、华南地区居于前列
——市场化交易电量提升,市场化率提高
根据中电联数据显示,2017年全国市场化交易电量合计为16324亿千瓦时,占全国销售电量比重(即销售电量市场化率)达到33.5%左右。2018年1-9月,全国电力市场交易电量(含发电权交易电量)合计为14457亿千瓦时;市场交易电量占全社会用电量比重为28.3%,占全国销售电量比重为34.5%。与2017年1-9月同期相比,全国市场交易电量增长了约38%,占全社会用电量的比重提高了6个百分点。
——华东、华北、华南区域引领全国电力市场交易
根据中电联数据显示,从市场化交易规模来看,2017年华北、华东、南方三个区域市场化交易电量较高,分别占全国市场化交易电量比重25.1%、24.6%、18.8%,三地区合计接近全国市场化交易电量的70%。2018年1-9月,华东、华北、南方区域市场交易电量规模分别为4166亿千瓦时、2736亿千瓦时、2526亿千瓦时,占全国市场交易电量的比重分别为28.8%、18.9%、17.5%,三个区域合计占全国市场交易电量比重的65%,对全国电力市场建设具有引领作用。
而从各地区销售电量市场化率来看,华东、华南、华北依然占据着重要地位,走在全国前列。2017年,华北、南方、西北三个区域销售电量市场化率较高,均超过了35%,对全国电力市场化建设有引领作用;华东地区以30.8%的市场化比率排在第二梯队,华中、东北区域销售电量市场化率相对较低,与华中地区水电比重较高、东北地区用电增量有限等情况有关。
商业模式:不同主体各具特色
2015年3月,中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),明确提出了稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务。其中包括:允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区,组建售电主体直接购电;鼓励社会资本投资成立售电主体,允许其从发电企业购买电量向用户销售;允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场,从事售电业务。
电改的推进促使我国售电发生了巨大改变,电改前售电模式为电网企业向发电企业进行电力购买,通过电力输配、销售进入消费者生产活动和日常生活中。电力改革使售电商业模式发生了显著变化,我国电力输配售分开,电力输送仍由电网公司进行,但是电力销售市场主体扩大,同时鼓励有条件的社会资本参与增量配电网建设。
新电改以来,我国售电市场逐步放开,售电公司组建较为自由,电改9号文以及6个重要配套文件中明确提出允许现有分布式微网企业、大型发电公司、工程建设公司/节能服务公司、大型工业园区、有条件的社会资本成立独立售电公司,进入售电侧业务领域。因此形成了六大售电主体。不同主体的售电公司具有不同的业务模式,其竞争优势、劣势,发展模式也各不相同。
发展前景:四万亿级市场指日可待,售电企业提高服务增值
——市场规模持续扩大
电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业,是国民经济的第一基础产业,是关系国计民生的基础产业,是世界各国经济发展战略中的优先发展重点。随着国家经济逐步由工业向第三产转型,不断淘汰落后产能,我国社会用电量需求增长速度将会放缓。同时国家已经明确提出2020年后限制新建火电厂,大部分能源供给已经日趋饱和,由此带来的输电线路骨架也逐步完善。未来我国电网建设的重心将逐步由之前的主干网向智能化、配电侧、售电侧、用电侧转移。
随着电力改革的深入,以及我国经济的逐步发展,对电力需求的扩大,我国售电量将会保持稳定增长,虽然平均销售价格会在市场化作用机制下逐步下降,但是售电行业市场规模将会不断扩大。
——售电企业差异化竞争
售电新政策风向标的引导下,仅仅“利用用户和发电企业之间的信息不对称赚取差价”的方式明显不再可行,随着更多资本的进场,这类售电公司将被逐渐同质化、亏损直至淘汰。我国售电市场将由“享受政策红利,吃大锅饭,皮包公司也能赚钱”走向“政策改革,必须通过增值服务形成差异化竞争,创新商业模式以获得利润”。
售电公司想要稳固市场地位,核心就是实现增值化和个性化,即:向用户提供优质的增值服务,如优化购电策略、节能改造方案、用电方式咨询、开展合同能源管理等,由此向用户收取相应的服务费用,开发新的利润增长点;根据对电力用户需求期待的理解来设计产品和服务,让产品能够真正满足用户的用电服务需求,拓展利润空间。同时在互联网的推动下,通过网络数据进行用户信息挖掘,加强跨界合作。
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