售电市场当前发展状况

（一）售电公司面临的挑战

一方面，随着电力现货市场迈入长周期运行，市场的信息不对称逐渐消失，传统的关系型售电公司享受的电力市场改革红利开始逐步消失。另一方面，由于煤炭、天然气等一次能源价格波动剧烈、新能源装机比例持续增加，电力现货市场价格大幅震荡上行，以购售价差为核心的盈利模式越来越难以维系。

图1 电力现货市场月均日前价格

综合来说，关系型售电公司的发展存在以下5个方面的困难：

其一是政策市，售电公司初期的盈利取决于对市场规则的理解程度，谁先掌握规则政策变化并有效利用，谁就可以挣到钱，没有太多的技术含量；但随着规则政策的逐步稳定，各售电公司的理解逐渐趋于一致，市场透明度越来越高。

其二是门槛低，由于没有技术要求，售电业务的进入门槛很低，只需要满足资金与人员要求即可，所以很多相关的公司都涉足售电业务，市场竞争对手非常多，相互之间没有明显的差异。

其三是营销难，当前阶段关系、资源是影响用户争夺的主要因素，售电公司需要让渡相当多的收入给渠道、中介，并且用户粘性差，极易流失，所以每年的营销花费都居高不下。

其四是视野窄，大多数售电公司都定位于挣快钱，缺乏长远的思考与布局，很少有售电公司计划投资技术与设备，开拓面向用户的能源服务，售电公司与用户之间每年只是签订几份售电合同，在其他方面的互动与交流非常少，用户能够从售电公司处得到的增值服务几乎没有。

其五是前景暗，以上种种现状又限制了售电公司的进一步收益实现，绝大多数售电公司只有购售电价差这样一个不稳定的收入来源，并且渠道费用比例高，随着交易保证金要求的显著提高，交易风险的急剧增加，中小型售电公司很容易陷入现金流枯竭的局面，随时都有可能会走向破产。

图2 售电公司面临的挑战

（二）售电公司面临的机遇

为了保障能源可靠供应与国家“双碳”战略目标落地，越来越多的工商业用户开始进入市场，售电规模持续放大。随着《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）的发布，全部工商业用户目录电价取消，5000万工商业用户进入市场，虽然目前大多数用户还是由电网公司代理购电，但只要具备条件，独立售电公司代理是大势所趋。

图3 市场化电量规模

以山西市场为例，目前市场上活跃的售电公司约为150家上下，代理的工商业用户不足1万家，电网公司代理的工商业用户近100万，随着电力现货市场的推进，这一部分用户也将逐步由售电公司代理购电，电量规模近千亿度，售电业务未来市场空间广阔。

无论是为了突破困境，还是为了抓住机遇，售电公司都必须转型求变，响应电力市场改革的基本要求，以技术服务为根本进行价值创造，在能源转型浪潮中找到自己的位置。

售电服务发展建议及关键举措

（一）基本原则

电力现货市场中的技术型售电服务需要以现货价格为指引，以荷源互动为导向，以成本压降为根本，以精细服务为抓手。

电力现货市场由传统的固定峰谷平电价走向每日15分钟变化的现货价格，价格由几年不变向每月2880个15分钟价格发展，精细度呈几何倍数放大。受电力负荷变化与间歇性新能源发电的影响，电力现货市场呈周期性波动，往往呈现早晚高、中午低、晚上平的规律，拉长到月度或旬尺度来看，电力现货均价规律则更加明显。通过图5可以看到，虽然连续多月现货价格绝对值相差比较大，但是价格高低分布规律却比较类似，即新能源大发且负荷低时价格低，新能源发电少且负荷高的时刻价格高。

图4 每日电力现货价格变化趋势

图5 月旬电力现货均价变化趋势

与此同时，随着新能源发电占比不断增加，电价水平将持续上涨，而随着电气化水平的日趋提高，用电成本在工商业用户经营成本中的占比将持续增加，因此如何响应高频的分时价格进行交易与用电，成为售电公司与电力用户需要回答的新型课题。

由于决定价格的核心因素是供需，尤其是新能源发电与用电负荷的增减变化，当用户响应价格进行调节时，实际上就是调节整个市场的供需关系，即新能源大发时往往价格低，用户应当多用电，增加需求；新能源少发时往往价格高，用户应当少用电，缓解供需矛盾。此时通过价格信号调节了供需，反过来供需的变化又可以避免极端低价（长时间0价）与极端高价（长时间上限价），稳定市场运行。

以价格信号引导供需互动，一方面有利于供需平衡与新能源消纳，另一方面也将自动降低工商业的用电成本。实质上这就是市场作用的充分发挥，通过价格信号这个“看不见的手”，引导用户为了降低成本而去调节用电，最终实现需供互动，自觉配合完成能源转型所需的新能源为主导的新型电力系统的长期可靠运行。

电力现货价格高频变化，用户的用电成本发生在每个15分钟里，因此需要以精细服务为抓手，基于点滴积累的态度开展各项工作，从而达到以上目标。

（二）主要内容建议

技术型售电服务的主要内容包括5个方面：分别是交易策略优化、用电曲线调优、用电偏差控制、自有电源调节、虚拟电厂运行。前面的4种服务主要是基于现货价格信号提出优化措施，促使企业在生产管理上响应价格信号进行调整，不需要新的硬件、设备投资；虚拟电厂运行则需要投资建设自动化系统，通过远程控制进行运行调整。

交易策略优化覆盖的范围包括更好地确定批发交易优化组合以控制风险，合理地设计零售套餐以降低成本支持，以及根据实际需量灵活地进行容需量策略转换等等。

图6 量化交易能力实现框架

当前，大多数售电公司对交易的理解还是停留在理解市场规则上，比较容易受极端价格与市场交易场景的影响，缺少自主的量化分析与市场预测，也没有基于风险概率的多策略比选，因此交易风险与损益波动较大，存在较大的优化提升空间。为此，售电公司可以借鉴质量管理方法论，从人、机、物、法、环等角度全面地进行电力现货市场交易能力建设，包括打造沟通与分析能力强的交易队伍，及时跟踪市场规则与成员行为的变化情况，持续广泛积累市场交易所需各类数据，创新市场分析、预测与优化等多种算法模型，不断升级迭代交易支撑平台推进交易自动化等。

用电曲线优化是决定策略的基础，也是影响购电成本最大的因素与最主要的服务关注点。传统上，由于目录电价长周期固定不变，或者售电公司给出的是与用电时间无关的固定电价，电力企业生产安排对用电成本不敏感，但是随着电价的持续走高，用电量占比不断加大，企业曲线优化将显著地影响最终的营业成本与利润，因此需要帮助他们改变用电习惯，形成响应价格进行生产的认知，指导他们的实际生产安排以降低用电成本。

为了控制电力市场的波动风险，减少交易电量偏离程度与金融套利水平，在当前的中长期与日前市场交易中，当实际用电量与成交电量（含总电量与分时电量）之间的偏差超过允许范围时，用电侧将会承受偏差考核费用，发生额外的支出。分析发现，企业用电波动并不是完全不可控的，比如针对设备临时检修安排以及尖峰生产负荷，均可以通过提前沟通发现，然后通过分析测算确定其对损益的影响，并给出最合理的时间安排与负荷平移策略，从而降低偏差考核费用等方面的成本支出。

很多高耗能企业内部有一些自备电厂，或者拥有类似于储能的可调负荷，传统上他们可以响应峰谷目录电价进行发电与充放策略优化。在现货市场里，由于价格波动幅度非常大，所以此类自有电源可以响应现货价格进行发电优化，或者电量充放。虽然自备电厂、储能的规模并不会特别大，但是日积月累的效果也会比较明显。另外，结合电力现货价格与企业的用电负荷曲线，还可以比较精细地测算分布式能源的投资效益，找到比较合适的投资组合帮助降低综合用电成本。

虚拟电厂是聚合多个用户的负荷参与电力现货市场的报价。随着电力现货市场的进一步成熟，虚拟电厂可以通过报价参与日前市场、调频、备用等辅助服务的竞价，从而获得比较稳定的收入。

预期成果

1.交易策略优化

随着新能源渗透率的提升，一次能源价格波动加剧，电力现货市场价格也呈现大幅波动态势，交易策略好坏将直接影响售电公司的购电成本与收益。根据麦肯锡的研究报告，售电公司成本的30%将受到交易策略的影响。因此建立体系化的量化交易能力将显著地降低企业的购电成本，有效控制价格风险，损益影响按照山西的情况将达1毛钱（即好的策略与差的策略对损益的影响长期来看在1毛钱上下）。

2.用电曲线优化

图7 不同用户用电成本

如图4-5所示，由于一天之内现货价格的高低变化十分明显，用电曲线优化将会显著地影响企业的用电成本。以2021年11月的电力现货市场交易为例子，如图7所示，针对三种不同用电曲线的用户，即中午多用、晚上多用与平均用电，分别计算得出它们的用电成本为361、450、436元/MWh，相差到1毛钱上下。

3.用电偏差控制

如图8所示，在一个月内，每日用电曲线会偏离平均用电曲线，如果以平均用电曲线作为中长期成交量，此时每日曲线偏离中长期成交量带来的考核费用为13.4元/MWh。这也就意味着，用电偏差的优化控制可以帮助每度电降低1分钱左右的支出。

图8 偏差考核成本费用

除以上几个方面的收益之外，不管是自备电厂还是储能，也可以带来一定的收益。自备电厂可以通过改变发电时间或者启停优化来实现企业用电成本的降低，储能主要是通过峰谷价差实现收益，具体节约量主要取决于自备电厂与储能的容量规模。

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