重庆电力形势下售电公司的多元化趋势

重庆电力形势下售电公司的多元化趋势

一、重庆电力市场现状

2020年是经营性电力用户全面放开的元年，是电力市场发展的重要里程碑。市场规模进一步扩大，但存量市场几近饱和，增量市场量大利薄，售电公司的利润空间受部分因“新冠肺炎”影响的经营企业用电量下降而收窄，而传统营销和用户管理模式将不再适用于新客户拓展。随着交易品种的丰富和现货市场的临近，售电公司的技术水平也将面临真正考验，急需完成从“跑市场”到“炼内功”的转变。

（一）代理交易为大势所趋

当前的电力市场建设过程中，部分省市按用户用电量规模大小切分为批发市场和零售市场，年用电量低于一定规模的用户只能通过零售市场通过售电公司参与交易。与之不同，重庆在《关于组织开展2020年电力直接交易试点工作的通知》（渝经信电力[2019]27号）中明确了所有两部制大工业和一般工商业用户均可选择自行参与电力直接交易或通过售电公司代理参与，实质上已经赋予了用户参与电力直接交易的自主选择权。从交易数据中可以看出，用户选择售电公司代理的数量和比例逐年增加。

与此同时，大用户自行参与直接交易的用户数量和交易电量出现了双降，更加说明了无论电力用户用电规模的大小，都更倾向于选择通过售电公司代理的方式参与市场交

易，反映出用户对于售电公司代理交易模式的认可。

（二）盈利条件向好

在“市场化=降电价”的大环境下，售电公司的生存状况一直不容乐观，重庆售电公司的生存环境尤为严峻。由于“贫煤少水”的原因，重庆电源侧的让利空间有限，发电企业平均降幅仅为0.227分/千瓦时，不到国网区域市场化交易平均降幅2.58分/千瓦时的十分之一。因为与市内电厂的双边协商为售电公司的主要购电渠道，集中竞价等购电方式所占比例微乎其微，所以发电企业的让利幅度为售电公司的成本线。2019年，54家售电公司参与了交易，占注册售电公司的36%，而参与交易的售电公司中盈利的超过90%。在不考虑营销成本等经营性成本的情况下，能够参与市场化交易的售电公司盈利状况普遍较好。随着2017年输配电价的调整，电煤成本上升导致发电侧让利幅度的收窄，售电公司“吃差价”的价差空间极其有限，因此重庆部分零售用户的市场化签约电价出现了高于目录电价的罕见现象。该现象与重庆特殊的交易政策有关，由于参与直接交易的电力用户可以不执行丰枯峰谷分时电价，因此参与直接交易后的用户实际到户电价低于未参与直接交易的平均电价水平。简单将到户电价与目录电价进行对比不能反映用户在参与市场化交易前后的实际降电价幅度，也不能解释用户自主选择签署高于目录电价的市场化合同行为特征。售电公司在减低用户到户电价的同时，为用户提供的政策讲解、降低基本电费等综合用电成本和电力

代维等增值服务也逐步得到认可。

（三）业务水平得到提升

售电公司曾一度被称为“皮包公司”，实质上是售电公司的市场主体地位未能得到认可。作为新成立的市场主体，售电公司在改革初期的主要功能是普及电力市场政策，加快用户入市规模，起到“电改宣传队”的作用，获得了用户的普遍认可。随着市场化程度的持续推进和市场规模的不断扩大，大部分省市已经建立了双边协商、集中竞价、挂牌交易等多个交易品种，出台了偏差考核等相关办法，对参与交易的大用户和售电公司提出了更高的技术要求。然而重庆集中竞价的成交电量仅占全年直接交易成交电量的2‰，因此双边协商仍为市场化交易的主要手段。因此，偏差考核是目前有限的技术水平评价依据。按现行中长期交易政策，偏差率超过±3%的电量纳入考核范围，且年度交易合同和跨季度交易且尚未清算的交易合同可在当年9月份对合同总量进行调整，因此一般情况下仅第四季度的合同电量对实际偏差率影响较大。从2019年的实际偏差考核执行情况可以看出，受到考核的售电公司超过半数，略高于被考核的直接交易大用户数量，反映出当前售电公司在避免偏差考核的能力并不优于大用户。

二、重庆电力市场发展趋势

重庆电力市场已经进入第5个年头，与同期开展售电侧改革试点的广东省相比，重庆的电力市场建设和售电市场发

展相对滞后，一方面受制于资源条件，另一方面受制于改革动力。但趋势向好，可以从以下三个方面展开预判：（一）市场环境变化

2019年重庆燃煤发电企业成本下降2.03%，总体呈缓慢下降趋势；火电发电小时数3115小时，处于全国较低水平，说明火电企业经营状况仍未明显好转，总体供需形势依然为电量供大于求但局部时段电力紧张，短期内难以发生变化。2019年参与电力直接交易的电量达293亿千瓦时，占可交易市场规模的81.8%, 其中售电公司代理电量占84.49%。考虑到直接交易政策对用电特性适用于分时电价的用户并无吸引力，因此绝大多数可参与直接交易的大工业用户已经参与市场，即存量市场几乎饱和。2020年电力市场最大的变化是全面放开一般工商业用户参与市场。一般工商业入市带来的可交易电量增幅为34.22%，但用户数量增加超过100倍，呈现出用户数量大、单个用户电量小、利润薄的特点。传统的大客户营销模式不再适用，互联网+售电的创新营销模式和更高效的用户管理模式有望逐步成形。

（二）交易品种增加

双边长协仍是2019年市场化交易的主要手段，其中年度交易量占全年交易量的82.89%。集中竞价和挂牌交易的参与者寥寥，成交量可怜，根本原因仍在降电价的宏观背景下，没有低价电源如同无源之水，新增交易品种自然缺乏吸引力。鉴于“电量供大于求但局部时段电力紧张”的总体供需形

势短期内不会改变，设计并实现电量与电力解耦的交易品种有助于减小峰谷差，提高供应侧竞争力度。丰水期低谷电增量交易开启了售电公司参与跨省市场化交易的先河，有效协调了省外低价电源、低谷时段的通道资源和用户移峰填谷的经济效益之间的关系，是一项具有积极意义的举措。但参与直接交易的工业用户普遍取消了错峰用电的管理模式，且低谷增量时段仅为夜间，移峰难度较大，考虑到额外的人工及安全等成本因素，低谷电增量交易实际收益有限，用户参与积极性不高。重庆并不是现货试点的省市，通道阻塞和供需形势等实际情况将影响现货市场的建设进度。通过交易品种实现电量与电力的解耦交易需要交易中心和电网调度中心统筹协作，协调难度大且具有一定安全风险。在现货市场尚未建立的过渡阶段，新增类似低谷增量的分时交易品种有助于培养良好用电习惯，还原电力商品属性。

（三）区域市场拓宽

川渝一体化市场一直是被寄希望于解决两地电力资源供需矛盾的突破口，然而通道资源的紧缺是制约区域市场形成的物理瓶颈。随着成渝双城经济圈上升成为国家战略，两地高层的频繁会晤并形成共识，正在推动的“川渝四通道”将有助于区域市场的逐步建立。当前的跨省交易主要仍为政府主导、电网执行的政策性交易，通道资源仍未充分利用，窝电现象仍然存在。交易中心独立运行后有望出台举措进一步丰富交易品种，活跃市场氛围，更好发挥市场配置资源的作