浅析售电侧改革形势下市场参与主体及盈利模式

浅析售电侧改革形势下市场参与主体及盈利模式

发表时间：2018-12-17T10:43:43.463Z 来源：《电力设备》2018年第23期作者：高瑶[导读] 摘要：在能源消费革命大背景下，深化电力体制改革对降低用电成本、理顺价格机制、控制能源消费总量、提高能源利用效率都很有意义。

（中国电建集团贵州电力设计研究院有限公司贵州贵阳 550002）

摘要：在能源消费革命大背景下，深化电力体制改革对降低用电成本、理顺价格机制、控制能源消费总量、提高能源利用效率都很有意义。2015年3月15日，中央正式下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，将坚持市场化改革列入五项基本原则的重要内容，明确要“区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局”。2015年11月30日，国家发改委、能源局印发了电力体制改革配套文件（发改经体[2015]2752号），要求推进输配电价改革、推进电力市场建设、有序开放发用电计划、组建电力交易机构、推进售电侧改革。售电业务向社会资本开放，多途径培育售电侧市场竞争主体，进一步进入竞争，将促进形成有效竞争的市场结构和市场体系。本文从售电公司的购售电途径出发，简述几种可行的售电公司的组建形式及盈利模式.

关键词：售电侧改革；市场参与；盈利模式

1 售电侧改革后售电公司购售电主要途径

1.1 售电公司购电途径

（1）电网公司购电合同

根据售电侧试点方案及增量配电业务的进一步推广，原则上开放220千伏以下的配电网作为售电侧改革的竞争市场，从电网网架层面看来，电网将参与电力交易的各方连接在一起，因此不论是增量配电网主体或一般售电公司主体的主要电力来源电均是电网公司。对于售电公司来说，电网公司作为其上级售电主体，售电公司通过与电网公司签订购电合同，从电网公司买入电力能源。在这种交易模式下，售电公司的购电成本为：

成本C=电网公司购电成本b+电网公司输电成本t+电网公司利润p网

其中：

电网公司购电成本b可以视作发电厂商的发电成本c发与其利润p发之和，即：b=（c发+p发）；

电网公司输电成本t指电网投入建设、维护及其维持日常经营所需的费用；

电网公司利润p网指电网公司赚取利润。

（2）与发电企业签订大用户购电合同

大用户直购电作为电力市场一个重要的交易模式，在售电侧改革及增量配电网试点改革区域，售电公司可以作为大用户，通过与发电企业签订大用户购电合同购入电力。在这种交易模式下，售电公司的购电成本为：成本C=发电企业发电成本c发+发电企业利润p发+过网费w

（3）通过参与电力交易中心购入电力

售电侧改革开始后，各地逐步成立电力交易中心，并开始不同规模的电力交易，在这种交易模式下，售电公司的购电成本为：成本C=发电成本c发+发电企业利润p发+过网费w+交易手续费r+市场因素q 需要指出的是，电力交易中心购入电力模式有别于大用户购电模式，受市场因素影响，从电力交易中心购入电力价格有可能高于、低于或等于从大用户购入电力价格，可以视作：q>0；q<0；q=0。

（4）收购供区内非统调分布式电源电力

对于供电区域内存在非统调小水电或其他分布式电源的售电公司，完全可以合适的价格购入非统调分布式电源电力，在这种交易模式下，售电公司的购电成本为：

成本C=发电成本c发+分布式电源拥有者利润p分

（5）自备电厂、分布式电源所发电力

对于部分售电公司，本身拥有少量分布式电源，如新能源电站、分布式电源、自备电厂、保安电源等，可以根据其自身实际情况，将部分电力售出。在这种交易模式下，售电公司的购电成本为：

成本C=发电成本c发

1.2 售电公司售电途径

（1）卖给用户

作为售电公司的主要业务，向供电范围内的用户提供电力是售电公司的主要盈利方式，通过向用户卖电获得收益I。

（2）盈余电力进入电力交易中心再交易

对于拥有电源或签订了大额购电合同的售电公司，当供区内用电较小时，供区出现盈余电力，此时售电公司可以将部分盈余电力通过电力交易中心进行再次交易获取收益I再。

（3）毁约

某些情况下，售电公司根据负荷预测结果签订中长期购电合同，若供区内用电较小使得供区出现盈余电力，且此时电力交易中心市场上的电价低于其购电合同价格，购电合同无法履约，在衡量自身损失的情况下，售电公司可通过缴纳违约金进行毁约，提前终止已经签订的购电合同，此时出现损失L=违约金。当然售电公司应尽量避免此种情况出现。

图1-1 售电公司购售电途径示意图

1.3 售电公司几类盈利点分析

售电公司的利润来源于收益与成本之差，盈利点为：

盈利G=收益I-成本C

售电公司的目标为实现盈利G最大，即是使得收益I最大化同时尽可能减小成本C。从目前供电模式上看来，售电电价受政策及市场影响，变化空间较小，售电公司致力于拓宽更广的用户，卖出更多的电量以期望收益I最大。要想盈利G最大化，售电公司通常采取降低成本

C来实现。

对1.2小结中不同购电模式进行分析，可以总结：

（1）电网公司购电模式中的电价可以作为一个衡量标杆，体现了市场整体的电价模式，售电公司可以以此为参照购入比该电价更便宜的电力；

（2）售电公司可以签订大用户直购电合同大规模购入低价电力，有效管理网损，通过零售卖出电力获取利润；

（3）售电公司可以从电价较低的水电、有补贴的新能源发电企业购入电力，零售卖出，同时也可以考虑将自备电厂经济运行时多余的电力进行零售，也可以电力交易中心中低价买入高价卖出获利；

（4）在电力交易市场情况下，如何降低发电成本是各类参与者共同的关注点；

（5）售电公司可以进行需求侧管理控制、引导用户的电力消费从而调整用电成本、增加卖电收益。

2 电力市场中售电主体的组建模式

售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，不同售电主体的构建或引进应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划地开展，降低改革风险。通过能源结构的改革促进电力改革，电力改革又反过来促进能源结构进一步优化。通过对盈利点的分析，可以对电力市场中的几类售电公司组建模式进行阐述。

2.1高新产业园区组建售电公司模式

园区组建售电公司、发展增量配电业务，对于节能减排是难得机

遇。整个园区有独立完备的配电网，不同电压等级的运营维护，以及不同的电源结构。电力主要从发电企业及电网企业购入。电力以自用为主，辐射周边小的居民用户及小工业用户，并配合一定的配电与其他服务。

该模式通过批发电力交易，签订更大规模、价格更优惠的电力合同，达到降低园区自身工业用电成本的目的，同时惠及了周边居民、小工业等其他小用户。

2.2有自备电厂、保安电源的大用户组建售电公司模式

企业拥有自备电厂或价格低廉的保安电源，采用外购电+自发电模式，在保证自身厂区工业用电前提下，将热备用容量有效利用，向周边用户售电。

通过批发电力及自身发电，降低了自身工业用电的成本，提高了自备电厂的利用率。贵州现有许多工业园中均有热电联产一体化电厂或是其他有热电厂的企业，因此与第一类情况一致，可以为工业园及周边居民用户供电。

2.3拥有新能源、微网企业组建售电公司模式

拥有分布式能源、及微网的企业，通过外购电+自发电模式降低电力成本，降低电价，扩大了盈利的空间。

2.4公共资本、节能公司、能源公司模式

电能服务内容应向更广泛领域拓展，要把电力需求侧管理和能源管理融合起来，把能源消费、管理、运营服务整合起来，成为包括电、热、气、油等广义的能源服务商。

由政府主导或牵头，联系供气、供水、供热、供冷、电信服务等运营商，将供气、供水、供热、供冷、电信服务、物流、互联网等服务一体化，降低营运成本，从而使得综合能源使用价格最低，达到惠民的目的。

2.5电力服务公司模式

提供各类有偿服务，包括电网运营维护、电力业务咨询、节能降损等方案的措施。以提供技术保障为主要盈利点，全面服务各售电、配电、供电、发电、用电公司。

能源服务业务将由能效改造项目、信息化用能管理服务，将售电与能源供应、增量配网规划与投资建设、可再生能源规划与投资建设、电能质量管理与用电安全服务方面拓展，经过多元化整合后，再通过能源互联网形成区域能源智能协调控制系统为用户提供服务。

3 小结

电力体制改革是一项系统工程，不可能毕其功于一役，必须更加注重改革的系统性、整体性、协同性，从全局和整体上谋划，从统筹和整体上推进，从更高层次上协调和督促落实，要有重点、有步骤、有秩序推进。有关各方要按照整体设计、重点突破、分步实施、有序推进、试点先行的总体要求，遵循新电改方案绘就的路线图，履责到位。

售电公司应建立适应客户需求和市场发展的服务机制，通过提高办电效率等各项措施，不断提升服务质量。同时要促进形成主体多