現貨市場下的售電服務轉型升級之路

售電市場當前發展狀況

（一）售電公司面臨的挑戰

一方面，隨著電力現貨市場邁入長周期運行，市場的信息不對稱逐漸消失，傳統的關系型售電公司享受的電力市場改革紅利開始逐步消失。另一方面，由于煤炭、天然氣等一次能源價格波動劇烈、新能源裝機比例持續增加，電力現貨市場價格大幅震蕩上行，以購售價差為核心的盈利模式越來越難以維系。

綜合來說，關系型售電公司的發展存在以下5個方面的困難：

其一是政策市，售電公司初期的盈利取決于對市場規則的理解程度，誰先掌握規則政策變化并有效利用，誰就可以掙到錢，沒有太多的技術含量；但隨著規則政策的逐步穩定，各售電公司的理解逐漸趨于一致，市場透明度越來越高。

其二是門檻低，由于沒有技術要求，售電業務的進入門檻很低，只需要滿足資金與人員要求即可，所以很多相關的公司都涉足售電業務，市場競爭對手非常多，相互之間沒有明顯的差異。

其三是營銷難，當前階段關系、資源是影響用戶爭奪的主要因素，售電公司需要讓渡相當多的收入給渠道、中介，并且用戶粘性差，極易流失，所以每年的營銷花費都居高不下。

其四是視野窄，大多數售電公司都定位于掙快錢，缺乏長遠的思考與布局，很少有售電公司計劃投資技術與設備，開拓面向用戶的能源服務，售電公司與用戶之間每年只是簽訂幾份售電合同，在其他方面的互動與交流非常少，用戶能夠從售電公司處得到的增值服務幾乎沒有。

其五是前景暗，以上種種現狀又限制了售電公司的進一步收益實現，絕大多數售電公司只有購售電價差這樣一個不穩定的收入來源，并且渠道費用比例高，隨著交易保證金要求的顯著提高，交易風險的急劇增加，中小型售電公司很容易陷入現金流枯竭的局面，隨時都有可能會走向破產。

（二）售電公司面臨的機遇

為了保障能源可靠供應與國家“雙碳”戰略目標落地，越來越多的工商業用戶開始進入市場，售電規模持續放大。隨著《國家發展改革委關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）的發布，全部工商業用戶目錄電價取消，5000萬工商業用戶進入市場，雖然目前大多數用戶還是由電網公司代理購電，但只要具備條件，獨立售電公司代理是大勢所趨。

以山西市場為例，目前市場上活躍的售電公司約為150家上下，代理的工商業用戶不足1萬家，電網公司代理的工商業用戶近100萬，隨著電力現貨市場的推進，這一部分用戶也將逐步由售電公司代理購電，電量規模近千億度，售電業務未來市場空間廣闊。

無論是為了突破困境，還是為了抓住機遇，售電公司都必須轉型求變，響應電力市場改革的基本要求，以技術服務為根本進行價值創造，在能源轉型浪潮中找到自己的位置。

售電服務發展建議及關鍵舉措

（一）基本原則

電力現貨市場中的技術型售電服務需要以現貨價格為指引，以荷源互動為導向，以成本壓降為根本，以精細服務為抓手。

電力現貨市場由傳統的固定峰谷平電價走向每日15分鐘變化的現貨價格，價格由幾年不變向每月2880個15分鐘價格發展，精細度呈幾何倍數放大。受電力負荷變化與間歇性新能源發電的影響，電力現貨市場呈周期性波動，往往呈現早晚高、中午低、晚上平的規律，拉長到月度或旬尺度來看，電力現貨均價規律則更加明顯。通過圖5可以看到，雖然連續多月現貨價格絕對值相差比較大，但是價格高低分布規律卻比較類似，即新能源大發且負荷低時價格低，新能源發電少且負荷高的時刻價格高。

與此同時，隨著新能源發電占比不斷增加，電價水平將持續上漲，而隨著電氣化水平的日趨提高，用電成本在工商業用戶經營成本中的占比將持續增加，因此如何響應高頻的分時價格進行交易與用電，成為售電公司與電力用戶需要回答的新型課題。

由于決定價格的核心因素是供需，尤其是新能源發電與用電負荷的增減變化，當用戶響應價格進行調節時，實際上就是調節整個市場的供需關系，即新能源大發時往往價格低，用戶應當多用電，增加需求；新能源少發時往往價格高，用戶應當少用電，緩解供需矛盾。此時通過價格信號調節了供需，反過來供需的變化又可以避免極端低價（長時間0價）與極端高價（長時間上限價），穩定市場運行。

以價格信號引導供需互動，一方面有利于供需平衡與新能源消納，另一方面也將自動降低工商業的用電成本。實質上這就是市場作用的充分發揮，通過價格信號這個“看不見的手”，引導用戶為了降低成本而去調節用電，最終實現需供互動，自覺配合完成能源轉型所需的新能源為主導的新型電力系統的長期可靠運行。

電力現貨價格高頻變化，用戶的用電成本發生在每個15分鐘里，因此需要以精細服務為抓手，基于點滴積累的態度開展各項工作，從而達到以上目標。

（二）主要內容建議

技術型售電服務的主要內容包括5個方面：分別是交易策略優化、用電曲線調優、用電偏差控制、自有電源調節、虛擬電廠運行。前面的4種服務主要是基于現貨價格信號提出優化措施，促使企業在生產管理上響應價格信號進行調整，不需要新的硬件、設備投資；虛擬電廠運行則需要投資建設自動化系統，通過遠程控制進行運行調整。

交易策略優化覆蓋的范圍包括更好地確定批發交易優化組合以控制風險，合理地設計零售套餐以降低成本支持，以及根據實際需量靈活地進行容需量策略轉換等等。當前，大多數售電公司對交易的理解還是停留在理解市場規則上，比較容易受極端價格與市場交易場景的影響，缺少自主的量化分析與市場預測，也沒有基于風險概率的多策略比選，因此交易風險與損益波動較大，存在較大的優化提升空間。為此，售電公司可以借鑒質量管理方法論，從人、機、物、法、環等角度全面地進行電力現貨市場交易能力建設，包括打造溝通與分析能力強的交易隊伍，及時跟蹤市場規則與成員行為的變化情況，持續廣泛積累市場交易所需各類數據，創新市場分析、預測與優化等多種算法模型，不斷升級迭代交易支撐平臺推進交易自動化等。

用電曲線優化是決定策略的基礎，也是影響購電成本最大的因素與最主要的服務關注點。傳統上，由于目錄電價長周期固定不變，或者售電公司給出的是與用電時間無關的固定電價，電力企業生產安排對用電成本不敏感，但是隨著電價的持續走高，用電量占比不斷加大，企業曲線優化將顯著地影響最終的營業成本與利潤，因此需要幫助他們改變用電習慣，形成響應價格進行生產的認知，指導他們的實際生產安排以降低用電成本。

為了控制電力市場的波動風險，減少交易電量偏離程度與金融套利水平，在當前的中長期與日前市場交易中，當實際用電量與成交電量（含總電量與分時電量）之間的偏差超過允許范圍時，用電側將會承受偏差考核費用，發生額外的支出。分析發現，企業用電波動并不是完全不可控的，比如針對設備臨時檢修安排以及尖峰生產負荷，均可以通過提前溝通發現，然后通過分析測算確定其對損益的影響，并給出最合理的時間安排與負荷平移策略，從而降低偏差考核費用等方面的成本支出。

很多高耗能企業內部有一些自備電廠，或者擁有類似于儲能的可調負荷，傳統上他們可以響應峰谷目錄電價進行發電與充放策略優化。在現貨市場里，由于價格波動幅度非常大，所以此類自有電源可以響應現貨價格進行發電優化，或者電量充放。雖然自備電廠、儲能的規模并不會特別大，但是日積月累的效果也會比較明顯。另外，結合電力現貨價格與企業的用電負荷曲線，還可以比較精細地測算分布式能源的投資效益，找到比較合適的投資組合幫助降低綜合用電成本。

虛擬電廠是聚合多個用戶的負荷參與電力現貨市場的報價。隨著電力現貨市場的進一步成熟，虛擬電廠可以通過報價參與日前市場、調頻、備用等輔助服務的競價，從而獲得比較穩定的收入。

預期成果

1.交易策略優化

隨著新能源滲透率的提升，一次能源價格波動加劇，電力現貨市場價格也呈現大幅波動態勢，交易策略好壞將直接影響售電公司的購電成本與收益。根據麥肯錫的研究報告，售電公司成本的30%將受到交易策略的影響。因此建立體系化的量化交易能力將顯著地降低企業的購電成本，有效控制價格風險，損益影響按照山西的情況將達1毛錢（即好的策略與差的策略對損益的影響長期來看在1毛錢上下）。

2.用電曲線優化如圖4-5所示，由于一天之內現貨價格的高低變化十分明顯，用電曲線優化將會顯著地影響企業的用電成本。以2021年11月的電力現貨市場交易為例子，如圖7所示，針對三種不同用電曲線的用戶，即中午多用、晚上多用與平均用電，分別計算得出它們的用電成本為361、450、436元/MWh，相差到1毛錢上下。

3.用電偏差控制

如圖8所示，在一個月內，每日用電曲線會偏離平均用電曲線，如果以平均用電曲線作為中長期成交量，此時每日曲線偏離中長期成交量帶來的考核費用為13.4元/MWh。這也就意味著，用電偏差的優化控制可以幫助每度電降低1分錢左右的支出。

除以上幾個方面的收益之外，不管是自備電廠還是儲能，也可以帶來一定的收益。自備電廠可以通過改變發電時間或者啟停優化來實現企業用電成本的降低，儲能主要是通過峰谷價差實現收益，具體節約量主要取決于自備電廠與儲能的容量規模。

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