中國儲能網(wǎng)訊：充分發(fā)揮售電公司在電力市場建設(shè)中的作用
“中發(fā)9號文”中一個最大的特點是“管住中間、放開兩頭”，從而增加了售電公司這一角色，徹底打破了電網(wǎng)公司長期在售電領(lǐng)域的壟斷地位。通過這種方式確實引進了競爭的主體，但是從這幾年的實踐情況看，當(dāng)前我國售電公司主要面臨兩個方面的問題。
一是技術(shù)水平參差不齊、抗風(fēng)險能力差。據(jù)不完全統(tǒng)計，在全國已成立的上萬家售電公司中，有60%的售電公司未進入市場，沒有開展過實際業(yè)務(wù)。個別售電公司沖動入市，缺乏專業(yè)人員和技術(shù)能力，抗風(fēng)險能力差，經(jīng)不起市場的“風(fēng)吹草動”。尤其是2021年，受煤炭價格持續(xù)高位運行影響，年度交易價格“批零倒掛”，售電公司虧損嚴(yán)重。截至2021年12月，江蘇省已有19家售電公司退市。
二是售電公司業(yè)務(wù)模式過于單一，同質(zhì)化競爭嚴(yán)重。目前售電公司主營業(yè)務(wù)是電力銷售，收入來源于購售電差價，電力增值服務(wù)遠(yuǎn)未形成有效的商業(yè)模式，甚至引發(fā)了通過降價來獲取市場的惡性競爭。以江蘇省為例，除了海瀾電力等極少數(shù)售電公司在綜合能源服務(wù)領(lǐng)域進行全面布局，其他售電公司基本停留在電力銷售業(yè)務(wù)層面，同質(zhì)化競爭嚴(yán)重，2018～2021年平均簽約價差逐年降低。
充分發(fā)揮售電公司在電力市場建設(shè)中的作用，要注重引導(dǎo)售電公司向綜合能源服務(wù)商轉(zhuǎn)型，更好地發(fā)揮其在規(guī)避市場風(fēng)險、提高市場效率、引導(dǎo)節(jié)能服務(wù)、促進新能源發(fā)展等方面的積極作用。
一是幫助用戶規(guī)避市場風(fēng)險。隨著電力市場建設(shè)的深入推進，電力交易種類、頻次不斷增多，對市場參與者提出了更高要求。單個電力用戶由于缺乏專業(yè)性，直接參與批發(fā)市場將面臨價格波動，其伴隨的盈虧和市場風(fēng)險極大。售電公司要利用專業(yè)優(yōu)勢，深入研究規(guī)則、供需關(guān)系等相應(yīng)的市場特性，做好價格預(yù)測，發(fā)揮好風(fēng)險控制的作用，通過代理多個電力用戶有效對沖電力市場中的價格波動風(fēng)險，通過現(xiàn)貨、中長期合同和金融衍生品的組合，有效控制用戶價格水平。
二是引導(dǎo)用戶提高用能水平。據(jù)初步估計，2022年市場用戶數(shù)量將從不到50萬戶躍增到約5000萬戶，增長百余倍，個性化增值服務(wù)的需求將大大增加。售電公司一方面要通過用電管理服務(wù)，統(tǒng)計用戶歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)，分析電能消耗水平，制定合理的用電方案，滿足工商企業(yè)等大型用戶的需求；另一方面，要根據(jù)中型用戶及小型家庭用戶的用電習(xí)慣，細(xì)分客戶群體特點及消費規(guī)律，為用戶提供季節(jié)性、時段性、定制式電價套餐，幫助用戶節(jié)省用電支出。引導(dǎo)用戶錯峰用電，促進用戶改進用電曲線，實現(xiàn)用戶側(cè)節(jié)能降耗，資源優(yōu)化配置。用戶個性化增值服務(wù)需求增加將給售電公司帶來廣闊的機遇，引導(dǎo)用戶提高用能水平是下一步售電公司在競爭上最重要的體現(xiàn)。
三是促進市場競爭效率。在零售市場側(cè)，售電公司之間為爭取更多的市場份額，會積極優(yōu)化自身售電業(yè)務(wù)，主動為用戶提供各項電力服務(wù)，形成售電市場競爭，最終提升電力用戶的用能體驗。在批發(fā)市場側(cè)，售電公司會加快交易價格的收斂速度，倒逼發(fā)電企業(yè)積極進行能效改造，為市場中的高效機組帶來更多的機會，提高發(fā)電效率和產(chǎn)能利用水平，促進發(fā)電市場的競爭。
四是促進新能源發(fā)展。由于新能源特別是風(fēng)力發(fā)電的出力曲線難以控制，單個新能源電站參與市場存在極大的風(fēng)險，利益得不到保證，不利于新能源發(fā)展。通過售電公司可以聚合多個新能源電站參與市場，有效地平抑單條出力曲線的不可控性，甚至可以通過售電公司實現(xiàn)“火風(fēng)”搭配、“水風(fēng)”搭配，基本實現(xiàn)新能源出力可控，從而規(guī)避市場風(fēng)險。售電公司通過管理風(fēng)險獲得收益，更重要的是，新能源的利益得到了保障，有了發(fā)展的動力，才能促進以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)。
五是促進以分布式光伏為起點的綜合能源利用。目前，分布式光伏已經(jīng)成為實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)的重要手段，從沿海部分發(fā)達省市的“十四五”規(guī)劃看，分布式項目幾乎占據(jù)了可再生能源開發(fā)規(guī)劃容量的半壁江山。分布式光伏作為個體發(fā)電單位，往往面臨著資金缺乏、技術(shù)落后等方面的短板，作為專業(yè)的電力服務(wù)方，售電公司有足夠的資金和技術(shù)支持，可在資金上以參股的方式參與分成，以技術(shù)咨詢的方式參與施工建設(shè)，甚至直接控股開發(fā)運營?？傊?，售電公司社會資本進入分布式光伏市場，將極大促進分布式光伏項目的發(fā)展。
建設(shè)適應(yīng)新能源發(fā)展的新型電力市場
近年來，新能源發(fā)電裝機與發(fā)電量占比不斷攀升，截至2020年底，新能源裝機占比達到24.31%，同比提高近4%，發(fā)電量占比9.54%，同比提高近1%。從目前開展現(xiàn)貨的甘肅、內(nèi)蒙古、山東、山西的情況來看，新能源占比都非常高，分別為45.05%、34.87%、32.63%、31.91%，但新能源的隨機性、波動性等發(fā)電特性，也加劇了現(xiàn)貨市場的價格波動，經(jīng)常觸及地板價和天花板價。
當(dāng)前，新能源進入電力市場面臨的主要問題有：一是政策方面，現(xiàn)存的政策體系和電力市場體系相互之間存在矛盾，可再生能源保障性收購無法很好地執(zhí)行，保障利用小時數(shù)逐年降低，新能源項目的收益得不到合理保障。二是消納責(zé)任權(quán)重上，可再生能源電力消納保障機制沒有落到實處，目前存在與綠電交易機制、綠證交易市場多頭發(fā)力的問題。三是結(jié)算偏差風(fēng)險方面，現(xiàn)貨市場價格下，經(jīng)常出現(xiàn)正現(xiàn)貨電量低電價、負(fù)現(xiàn)貨電量高電價的現(xiàn)象，對新能源中長期帶曲線合同起不到保收益、避風(fēng)險的作用。
建設(shè)適應(yīng)新能源發(fā)展的新型電力市場體系，需要從以下四個方面發(fā)力：
第一，推動政府授權(quán)合約應(yīng)用，保障新能源消納。對新能源實行保障性收購仍是促進新能源發(fā)展的重要措施，需要做好新能源消納與既有保障政策的銜接。同時，對于沒有直接參與市場的新能源電量，可將保障性收購政策轉(zhuǎn)換為政府授權(quán)合同的形式，由政府授權(quán)電網(wǎng)企業(yè)或保底購電企業(yè)與新能源企業(yè)簽訂長期政府采購合同，固定收購價格或者明確價格調(diào)整機制，保障新能源企業(yè)的合理收益，實現(xiàn)與市場的銜接。
第二，建立用戶強制配額制度，促進開展各類綠色電力交易。出臺用戶強制配額制度，政府確定用戶用電量中新能源配額比例，進一步壓實用戶（售電公司）可再生能源消納權(quán)重責(zé)任，通過市場手段鼓勵電力需求側(cè)主動消納可再生能源。推動綠色電力“證電分離”，開展綠證交易并與自愿綠證交易配合開展。合理銜接清潔能源價格補貼機制和綠證交易機制，推動清潔能源與其他類型的電源同臺競爭，從“能量價值+綠色價值”兩個方面體現(xiàn)其價值。
第三，做好中長期市場與現(xiàn)貨市場的銜接。鼓勵新能源企業(yè)自主確定年度、月度交易電量比例，允許新能源以聚合商的形式參與市場。完善帶電力負(fù)荷曲線交易機制，實現(xiàn)中長期交易市場連續(xù)開市，提高交易頻率，縮短市場出清時間間隔，增加流動性強的交易品種，促進新能源企業(yè)靈活調(diào)整中長期合同。電力市場運營機構(gòu)應(yīng)提升新能源的預(yù)測能力，規(guī)避新能源企業(yè)參與市場的風(fēng)險。
第四，同步建設(shè)輔助服務(wù)市場。由于新能源占比提升增加的系統(tǒng)成本，不應(yīng)由新能源企業(yè)或發(fā)電側(cè)承擔(dān)，要按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，向用戶側(cè)進行疏導(dǎo)，由所有用戶共同承擔(dān)。
積極平穩(wěn)推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)
自2017年國家推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點以來，第一批8個試點地區(qū)已經(jīng)開展了整月結(jié)算試運行，電力體制改革邁出了一大步。當(dāng)然，這個過程中也存在一些問題：
一是市場規(guī)則不統(tǒng)一。各省的交易規(guī)則各不相同，且差異很大，雖然從同一省內(nèi)市場看問題不大，但隨著市場范圍的擴大，市場主體需要在不同省區(qū)參與交易，必須對其他省區(qū)的交易規(guī)則從頭開始深入了解，增加了交易成本。8個現(xiàn)貨市場試點省區(qū)在市場模式、交易組織、交易結(jié)算等方面都存在很大差異，統(tǒng)一協(xié)同難度巨大。
二是限價水平不合理。“1439號”文件明確現(xiàn)貨市場地區(qū)上網(wǎng)電價浮動范圍不受限制，個別省區(qū)對現(xiàn)貨交易價格實行嚴(yán)格限制，對應(yīng)燃煤發(fā)電價格，最高限價連單位燃料成本都包不住。這些情況阻礙了現(xiàn)貨市場發(fā)揮價格信號的作用，嚴(yán)重影響了發(fā)電企業(yè)的積極性。
三是火電企業(yè)固定成本回收困難。目前試點省區(qū)多采用節(jié)點電價機制，對于火電企業(yè)而言，出清價格只能彌補單位變動成本，不能彌補固定成本。從8個試點省區(qū)的出清價格看，即便是在2021年煤炭價格大幅度上漲的情況下，市場整體出清的價格也僅略高于單位變動成本。
針對下一步積極平穩(wěn)推進電力市場建設(shè)，建議從以下五個方面統(tǒng)籌考慮：
一是加強市場的頂層設(shè)計。統(tǒng)籌考慮各省區(qū)市場與全國統(tǒng)一市場的銜接路徑，統(tǒng)籌國家層面政策調(diào)整、指導(dǎo)省級市場建設(shè)。按照先易后難、先簡后繁的原則設(shè)計方案規(guī)則，既有利于市場主體看得明白、想得清楚、做得明確，朝著正確的方向努力，也有利于交易調(diào)度機構(gòu)簡單操作，促進電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。
二是出臺容量補償機制。隨著新能源的快速發(fā)展，火電利用小時數(shù)將進一步下降。由于我國國情決定了采取稀缺電價機制的可能性不大，必須盡快出臺容量補償機制，既是對火電參與競爭只能獲得對應(yīng)單位變動成本市場出清價格的彌補，也是對火電利用小時數(shù)降低、固定成本回收不足的彌補。否則，火電生存困難，系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力下降，容量可靠性充裕度不足，不利于電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。
三是合理設(shè)置限價水平。對于現(xiàn)貨價格，根據(jù)是否建立容量補償機制確定不同的價格限制，至少應(yīng)涵蓋火電機組的燃料成本、排放成本、碳成本、機會成本。目的是實現(xiàn)發(fā)電企業(yè)通過頂峰高電價獲得合理收益，保證企業(yè)總體可持續(xù)發(fā)展。
四是推進用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場。實現(xiàn)上網(wǎng)-輸配電-售電價格的傳導(dǎo)，促進源網(wǎng)荷儲的互動；對進入中長期市場的電力用戶，必須同時全部進入現(xiàn)貨市場，解決發(fā)電側(cè)全電量參與現(xiàn)貨市場、而用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場的規(guī)模少，造成現(xiàn)貨價格不能向用戶傳導(dǎo)的問題。另外，直接參與市場的用戶、售電公司和電網(wǎng)企業(yè)代理購電應(yīng)平等參與現(xiàn)貨交易，公平承擔(dān)責(zé)任義務(wù)。
五是合理補償保供熱機組。為保障供熱，熱電機組對應(yīng)部分電量不能參與市場出清，高峰時頂不上去，低谷時壓不下來，暴露在現(xiàn)貨價格下，必須進行合理補償。當(dāng)中長期電量覆蓋以外的部分電量現(xiàn)貨價格低于變動成本時，要建立補償機制，至少能夠彌補變動成本。同時，這部分的補償成本核算要及時，對應(yīng)邊界參數(shù)也要及時更新。
未來，要進一步積極構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，推動構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)的市場體系，大力推動新時代可再生能源大規(guī)模、高比例、高質(zhì)量、市場化發(fā)展，加快實施可再生能源替代行動，著力提升新能源消納和存儲能力，健全完善有利于全社會共同開發(fā)利用可再生能源的體制機制和政策體系，為構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系提供堅強保障。
本文系《中國電力企業(yè)管理》獨家稿件，作者系中國大唐集團有限公司市場營銷部主任。
