售电每日要闻-2019.03.04

政策：

1.额度不低于售电公司资产总额的10% 新疆电力市场售电公司履约保函实施办法征意见

新疆能监办日前发布了关于征求《新疆电力市场售电公司履约保函实施办法（征求意见稿）》意见的通知，规定：现阶段履约保函额度不低于售电公司资产总额的10%，最高不超过2000万元人民币。

售电公司履约保函有效期限原则上不低于一个自然年，其有效期应涵盖参与的所有交易的执行期限。履约保函应在年度内首次交易组织开展的15日前提交电力交易机构，电力交易机构应在收到后的10日内完成审核。售电公司足额结算本年度相关费用后，电力交易机构应于15个工作日内退还履约保函；售电公司未及时足额支付相关市场结算费用时，电网企业可及时提供该售电公司未履约证据，由开具履约保函的商业银行或企业集团财务公司按规定使用履约保函清算欠费；当保函额度不足以支付欠费时，依法追究售电公司的违约责任，并记入新疆电力市场信用体系。

意见需于2019年3月8日前以正式文件反馈至新疆能监办。

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评论：

2.2018年电力形势分析与2019年电力供需形势预测

2018年，全社会用电量呈现快速增长态势，电力行业呈现消费增速创新高、装备制造业和第三产业用电快速增长、城乡居民生活用电大幅提升、发电装机结构持续绿色化“弃风弃光弃水”问题有效改善、供需总体平衡等特点。展望2019年，受经济增速可能稳中趋缓、占全社会用电量70%的第二产业增速放慢、经济结构不断优化调整、2018年基数偏高等因素综合影响，预计2019年全社会用电量约72924.6亿千瓦时，同比增长6.1%，增速较2018年回落2.9个百分点，电力供需总体平衡，局部地区在迎峰度夏、迎峰度冬等高峰时段会出现供需偏紧现象。2019年电力行业亟需以高质量发展为根本，从“打破电力交易省间壁垒、提振光伏企业信心、疏解煤电企业经营压力”三个方面着手，统筹解决好电力发展中的突出问题，为经济平稳健康发展提供电力安全保障。

综合能源服务市场作为能源领域转型升级的重要“引擎”，正迅猛发展。但可以预期，综合能源服务市场将迅速由“蓝海”转变为“红海”。

短期来看，竞争者要根据自身实力选择低成本策略或差异化策略。综合能源服务市场处于发展初期，迅速抢占市场、使市场份额最大化是首要任务。

实力较强的竞争者可采取低成本策略，以更低的价格满足更多客户对冷热电气的需求，可在短期内抢占一定市场份额。实力一般的竞争者则需要采取差异化策略，为客户提供质量更好、标准更高的产品服务，满足具有一定偏好的客户需求，缓慢积累市场份额。

长期来看，竞争者要向差异化转型升级。

实力较强的竞争者在低成本基础上，提高产品服务质量，形成技术体系和标准体系，牢牢把握既得客户，提升客户更换综合能源服务商的边际成本，即不断增强客户粘性。

实力一般的竞争者要进一步加强自身产品服务差异化，依托前瞻技术类业务，主打细分专业市场，因为在细分市场中五力的影响较小，因此极有可能会由于技术先进、产品服务质量好、客户体验好，赢得较好的发展机会，甚至成为细分市场中的垄断企业。

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3.深度｜我国亟需建设适应现货交易的市场化平衡机制

为了解决电力系统实时运行的供需平衡问题并提高运行经济性,国外典型电力市场均建立了实时平衡市场,并取得了成功的运行经验。而我国当前正处于从中长期电量市场向中长期交易和现货交易过渡的市场模式,目前采取的是电量交易和偏差考核结算,系统仍按照计划调度方式运行,缺乏促进系统实时平衡的激励机制,出现了结算考核费用不能有效覆盖系统平衡成本等问题,亟需建设适应现货交易的市场化平衡机制。为此,对国外典型平衡市场的运作模式及其结算方法展开研究,首先总结了平衡市场的运行框架,然后选取采用“辅助服务市场+调节电能市场+不平衡结算”模式的北欧和英国市场及“一体化交易”模式的美国PJM市场,从平衡资源获取、平衡责任划分和不平衡结算方法三方面对典型平衡市场进行了介绍,分析了不平衡电量结算和平衡服务容量成本分摊之间的耦合关系;随后对两类平衡市场模式进行了对比,分析了不同模式的特点和适应性;最后结合我国当前偏差考核结算机制存在的问题及市场化平衡机制的发展需求,对我国市场过渡期乃至现货市场开放后的平衡市场建设提出了相应的建议。

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4.中国售电产业全景图谱（附现状、区域格局、商业模式、前景）

售电是电力生产与消费的核心环节，其既是电力生产的出口，又是用户服务的入口。由于电力生产的特性，无法对已生产的电力进行大规模储备，电力生产与消费必须处于基本均衡的状态才可以提高经济性，避免资源大量浪费。随着技术和体制的双重革新，在未来的产业链中，必定是消费决定生产，消费将处于产业链的优势地位，售电则是为用户电力消费提供服务的核心环节，售电企业成为电力市场的重要参与者。

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。

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”。

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电力交易：

5.图文｜2018年4季度全国电力市场交易信息分析

2018年，全国电力市场交易电量（含发电权交易电量）合计为20654亿千瓦时（来源于中电联电力交易信息共享平台数据，以下同），同比增长26.5%，市场交易电量占全社会用电量（即全社会用电量市场化率）比重为30.2%，较上年提高4.3个百分点，市场交易电量占电网企业销售电量比重为37.1%。其中，省内市场交易电量合计16885亿千瓦时，占全国市场交易电量的81.8%，省间（含跨区）市场交易电量合计3471亿千瓦时，占全国市场交易电量的16.8%，南方电网、蒙西电网区域发电权交易电量合计298.2亿千瓦时。

2018年，大型发电集团（指参加中电联电力交易信息共享平台的11家中央及地方大型发电企业集团，以下同）合计市场交易电量13713亿千瓦时（不含发电权交易），同比增长26.4%，占大型发电集团合计上网电量的比重为37.5%，较上年提高4.5个百分点。

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