新型电力系统下售电公司的机遇与挑战

自2015年我国新一轮电力体制改革启动至今,电力市场建设已取得重大进展，在“双碳”目标推进和电力供需持续偏紧的形势下，电力市场化改革迈向了新的阶段。随着一系列电力改革政策密集出台，运用市场化手段解决能源供应、加速产业结构调整的信号得到了充分释放。山西作为我国开展连续现货不间断结算试运行时间最长的省份,更是率先开展了中长期分时段交易，为各类市场主体提供了灵活的风险调整手段。售电公司作为连接发电企业与用户的桥梁，在电力市场中的作用尤为重要，目前，售电公司竞争已经处于白热化阶段，可持续发展也面临巨大的挑战，同时也迎来了新的发展机遇。如何在新型电力系统中更好地发挥售电公司的作用成为亟待解决的重要问题。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：杨晓东）

新型电力系统“新”在哪里

电力市场化改革加速推动新型电力系统建设

新型电力系统的第一“新”，体现在电改政策上。

电力市场建设经历了以下重大阶段：1949～1985年，完全管制定价阶段，政府自上而下实施计划管理。1985～2002年，电价政策改革和调整阶段，实行“多家办电”，陆续推行了“还本付息电价”“经营期电价”等制度。2002～2015年，电力市场化改革过渡阶段，电改5号文印发，推进“厂网分开、主辅分离”，出台标杆电价制度。2015年至今，全面深化电力改革阶段，2015年电改9号文印发，开始推进输配电价改革、售电侧改革等重点任务；2017年《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，确定山西在内的第一批现货试点省份；2021年发改委1439号文印发，推动用户全面进入市场。

售电公司的产生。“中发9号文”开始引入售电公司等概念。总体思路为在电力生产、运输、交易、消费产业链条上，对自然垄断部分实行管制，而对非自然垄断部分予以放开，引入竞争机制。市场改革的总体目标是加快构建发电侧和售电侧有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定的能源价格机制。发电侧允许新兴主体参与市场，售电侧引入售电公司，开启能源消费新模式。

多元化的市场主体和市场架构。1998年，撤销电力部，成立了国家电力公司，形成了发、输、配、售，全产业链计划性一体化国家电力公司，全部由政府定价。2002年，“5号文”启动第一次电改，实现“厂网分离”。发电侧形成五大发电集团、各类资本发电厂并存格局。国家电网、南方电网输配售仍一体化。上网电价、销售电价由政府定价。2015年，“9号文”启动第二次电改，售电侧放开，市场结构中新增存量配网、增量配网，用电也分为计划性用电、市场化用电。其中，计划性用电、输配电价由政府定价，市场化用电及价格由市场形成。发电厂可以通过电网企业将电力销售给计划性用户，也可通过交易中心，与售电公司或者大用户进行电力直接交易。

售电市场的新鲜血液。发改价格〔2021〕1439号文，把工商业用户全部推入市场，为售电市场注入新鲜活力。总体思路为有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户全部进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

高比例新能源、大规模外送、

省间现货下的新型电力系统

新型电力系统的第二“新”，体现在高比例新能源、大规模外送、省间现货上。

高比例的新能源。以山西省为例，截至2022年12月底，山西省发电装机规模12079.52万千瓦。其中，常规火电装机7841.51万千瓦；风电装机2317.81万千瓦，占比19.19％；光伏装机1695.71万千瓦，占比14.04％；新能源总装机占比33.22%。

按山西省统调装机口径统计，发电装机规模9296.15万千瓦。其中常规火电装机5033.5万千瓦；风电装机2239.73万千瓦，占比24.09％；光伏装机1530.84万千瓦，占比16.47％；新能源总装机占比达到40.56%。

随着新能源装机占比不断提升，山西省现货市场价格也受到了巨大影响。例如，2022年1月，直调用电量约225亿千瓦时，外送电量约42亿千瓦时，新能源发电量约40亿千瓦时，1月日前现货市场出清均价378元/兆瓦时；2022年6月，直调用电量约195亿千瓦时，外送电量约36亿千瓦时，新能源发电量约38亿千瓦时，6月日前现货市场出清均价433元/兆瓦时；2023年1月，直调用电量约220亿千瓦时，外送电量约50亿千瓦时，新能源发电量约73亿千瓦时，1月日前现货市场出清均价299元/兆瓦时。

对比三组数据可明显反映出新能源发电量大小与现货市场电价的反比关系。下面具体分析山西省2023年1月电力现货市场情况：

1月为典型的迎峰度冬时节，全月平均负荷2914万千瓦，外送均值619万千瓦，新能源出力均值990万千瓦。全月呈现高用电负荷、高新能源出力、高外送的局面，结合火电机组出力情况，凌晨、中午低负荷率，晚高峰高负荷，现货市场电价跟火电机组负荷率正相关。

针对1月电力市场情况，售电公司在月度、旬中长期交易时，首先考虑提高早、晚高峰时段持仓量；其次参与凌晨、中午和晚高峰后半段中长期市场博弈，尽量压低成交价格，保持较低的持仓比例。通过以上手段，可完美获取中长期与现货市场差价部分利润，即使1月新能源出力较小，现货市场整体呈现高价，此时面临的亏损风险也较小。

大规模外送、省间现货。2022年1～12月，山西省省间外送交易结算电量552亿千瓦时，均价457元/兆瓦时，其中省间现货结算电量42亿千瓦时，结算均价1394元/兆瓦时。

3月，省间现货开始试运行，其价格上限为1万元/兆瓦时，远高于全国各省中长期交易和现货市场出清价格，因此外购电需求量大的省份逐渐增加了省间中长期合约电量和交易电价。7～12月，山西省省间中长期月度交易电价维持在398.4元/兆瓦时的上限价格，电量也维持较高水平。二者叠加，山西省日前联络线计划最高值达1000万千瓦以上，接近最大电力值。

由于省间现货市场的持续高价以及较大的电力缺口，极大影响了省内机组在省内现货市场的报价行为，绝大多数机组均通过提高省内现货报价的方式，来压低省内日前市场的中标出力，留出更多的发电空间来争取省间现货市场，获取更多的经济效益。8月，省内现货日前出清均价854.69元/兆瓦时（580折价前），单日日前均价高于580元/兆瓦时的天数为16天，其中日前均价高于1000元/兆瓦时的天数为14天，达1500元/兆瓦时的天数为9天。

在此模式下，山西省内售电公司开始空前关注省间现货市场，“水电缺水”“华东高温”“周日周一无省间”成为整个售电市场最为关注的热搜。旬交易和日滚动交易进行前，售电公司会查询近几日乃至一周以上的外省天气情况，从而分析送入省份的用电负荷需求，来判断省间现货市场价格高低，再由省间现货价格倒推省内现货价格。省间现货市场的供需形势对于山西省内现货电价的影响力度，甚至一度超过了山西本省的供需形势。

售电公司面临的挑战与机遇

单纯的价差模式难以维系

“1439号文”发布后，燃煤发电上网电价和工商业用户全面放开，电力市场中用户数量激增，市场化交易规模大幅扩大。与此同时，电力交易的种类越来越丰富，交易频次也随之增加，电力作为一种市场化的商品，其价格形成机制愈发灵活。现货市场中价格波动大，给售电公司带来的交易风险也越来越大，这对于售电公司的交易能力和风险防控水平都提出了更高要求。加之目前对于售电公司的偏差考核力度较大，售电公司可持续发展压力明显增加。

未来，随着电力市场化改革的不断深入，在电力供需持续偏紧的情况下，燃料价格的上涨及新能源转型所带来的系统成本的上升给电力供应侧带来的成本上升必将传递给用户侧。在售电市场竞争愈加激烈、价差空间透明化的今天，这种同质化的盈利模式必将难以维系。

售电市场竞争白热化

在价差高地失守以后，售电同行间打起了电量争夺战，进入低价差高电量的时代。

一方面，“1439号文”发布后，一般工商业用户全部进入市场，山西电力市场中潜在的入市用户超过80万户，大批量的小微用户若与售电公司按双边协商开展零售交易，将使售电公司的交易效率降低，加之目前此类用户对于电力市场交易认识有限，因此给委托代理商留下了较大的生存空间。部分售电公司给委托代理商的服务费用或利润分成较高，占其运营成本比重较大，这在一定程度上进一步缩减了售电公司的盈利空间。另一方面，一些电力集团对于其所属的售电公司在代理电量方面有考核要求，而大用户既能大幅增加代理电量，又能稳定售电公司总加曲线，因此争夺大用户的市场竞争更为激烈。为获取用户，某些售电公司不惜冒着巨额亏损的风险，用低于批发成本的价格签订零售用户。

售电公司何去何从

面对不断加快的新型电力系统建设，以及该过程中售电公司所遇到的一些问题，总结经验如下：

打造技术型售电公司

集结精英人才，打造营销团队。随着“分时交易”的开展，中长期交易已经细分到每日24小时。在山西省高比例新能源模式下，需要气象、财务、金融、数学、电力等多专业人才互相配合，多维度分析电力市场供需关系，从而精准预测中长期和现货市场价格走势。

完善高效管理体系。针对频繁开展的年度、季度、月度、旬和日滚动等中长期交易，以及现货市场交易，建议售电公司内部成立营销领导组和营销工作组。领导组负责协调各部门工作，审批月度及以上交易；工作组负责起草交易方案，组织开展各项交易，每日进行交易复盘，并将结果汇报领导组，形成职责分明、层次清晰、科学高效的营销管理体系。

建设专业化辅助决策平台。随着现货市场的开展，大量的数据交互和分析需求将使技术支持系统成为刚需。为了更好地兼容市场需求，决策平台必须涵盖气象信息、数据看板、市场分析、长短周期电价预测等多方面内容，并且有效支持各维度中长期及现货市场交易。

提升用户管理能力。首先，建立用户“价值”意识，针对不同用电习惯的用户，应分析其用电特性，并制定个性化价格套餐，在保证售电公司盈利基础上，尽量降低用户用电成本，形成合作共赢模式。其次，提高用户负荷曲线管理能力，做好用户信息收集，选取优质用户，形成有利于市场竞争的负荷曲线。同时，通过聚合不同负荷类型的用户，挖掘用户需求侧调节能力，为下一步开展负荷聚合、虚拟电厂等工作做准备。

开展负荷聚合、虚拟电厂建设

充分挖掘需求侧资源。以新能源为主体的新型电力系统建设，需要深化创新需求侧管理，充分挖掘需求侧资源，调动负荷侧参与电力市场的主动性和积极性，实施源荷灵活互动，解决新能源消纳难题。通过用户与电力生产各环节深度互动，改变用户用能习惯，降低企业用电成本，获取额外收益，提高经济效益，助力节能减排。

开展可控负荷聚合。可控负荷聚合对于售电公司具有重要意义：其辅助服务市场中的收益，可抵消部分调峰市场分摊费用；可深入掌握用户生产工艺、用电习惯；借助聚合商系统可实时监测用户用电数据，为用户偏差电量调整提供技术支持；为用户用能分析、能耗监测等增值服务提供数据支撑；提前占领可控负荷资源，后续还会有用户侧调频、备用等辅助服务市场，增加售电公司多元发展方向。

不具备开展负荷聚合、虚拟电厂建设条件的售电公司工作思路。负荷聚合、虚拟电厂建设必将是售电公司下一步的发展方向，但是目前鉴于资金、平台等多方条件限制，大部分售电公司无法开展该类型业务。经过具体测算，该部分售电公司也可进行负荷调整获益。

目前，山西电力交易平台披露未来3日的统调用电负荷、新能源出力和外送计划，据此较为容易预测近几日现货市场整体价格，随后可提前2日与用户沟通联系，进行对应日的用电计划调整。另外，现货市场实际运行过程中，随着市场边界条件改变，现货日前与实时可能产生价差，如果用户可以实时配合调整用电负荷，此时可获得可观的价差收益。通过以上手段，既起到削峰填谷的作用，也为用户降低了成本。需要注意的是，必须处理好与用户的利润分成比例，推动用户长期合作，为下一步虚拟电厂建设做好准备。

开展绿电交易

为深入贯彻落实党中央、国务院关于力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的战略部署，加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，推动构建以新能源为主体的新型电力系统，践行低碳发展、绿色消费理念，依据国家发展改革委试点开展绿电交易有关指导意见和相关文件，2023年3月，山西省组织开展了绿色电力交易。

售电方为平价新能源发电企业，购电方为暂不直接参与现货市场的低压用户、电信基站（含代理此类用户的售电公司），交易电价暂未公布，预计将低于390元/兆瓦时。通过绿电直接交易，平价新能源企业可以提高结算电价，中长期交易价格高于332元/兆瓦时的部分，均为增收部分。售电公司和电力用户可获得北京电力交易中心分配的绿证，且交易电价低于或者接近低压用户批发市场价格，一举两得。所以，低压用户与平价新能源电站交易，将成为近期较为火爆的市场，发用双方均有强烈的成交意愿。

随着绿电交易的进一步放开，部分出口性质的电力用户和具有绿色发展理念的新型行业愈发重视电力使用过程中的“绿色属性”，也进一步对售电公司绿电获取能力提出了新的要求。在“双碳”目标背景下，我国能源转型不断加速,正在加快构建新型电力系统,越来越多的新能源进入电力市场，可再生能源消纳权重逐步增大。在这种发展趋势下，售电公司面对市场用户时，应主动引导用户对于可再生能源消纳的认知，培育用户使用可再生能源的意识。因此售电公司在批发市场中，如何合理搭配火电电量与新能源电量的比例，新能源电量中如何分配普通新能源和绿电的比例，是售电公司在未来几年中需要深入考量和分析的一个侧重点。在山西售电市场中，除了比谁家电更便宜以外，能否提高新能源比例，能否提供绿电也是左右电力用户选择售电公司的一个点，这说明山西省电力用户在市场化的过程中，用电理念开始改变，逐步开始接纳新能源和绿电的概念。市场理念的转变，是政府、电网和售电公司一同推动新型电力市场建设结下的果实。

开展综合能源服务

随着能源转型提速和电力体制改革的不断深入，能源、电力、用户三者之间的关系变得越来越紧密。加快推进能源互联网企业建设，开展满足多元化能源生产与消费需求的综合能源服务将势在必行。

综合能源服务能够促进清洁能源发展，也能够提升社会综合能效水平，将电力、热力、燃气等不同供能系统集成互补，提高能源系统整体利用效率。山西省内多地市设有经济技术开发区，可充分发掘园区内企业用户冷、热、气等能源的诉求，为用户提供综合用能服务及诊断。此外，还可以在园区内建设分布式屋顶光伏，为企业进行直供电，并进行集中规划，达到能源利用效率最优，将经济技术开发区打造成综合能源示范园区。

END

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬刊）第5期，作者系国电投山西能源服务有限公司执行董事。