市场化售电能效提升解决方案

市场化售电能效提升解决方案一、浙江电力交易市场概况1.市场规模2018年，浙江电力市场化交易量达到1951亿千瓦时，位居全国第一，占全社会用电量的31.8%。2019年，浙江电力直接交易总成交量3084.84亿千瓦时，同比增长58.1%，规模依然列在全国首位。2020年，浙江电力直接交易规模预计3150亿千瓦时左右。目前，10kV及以上用电电压等级、执行大工业及一般工商业类电价的用户，以及符合条件的5G基站用户可参与市场交易。图1.1-浙江近年市场化直接交易电量参与电力市场的电力用户数量随着政策的逐步放开，从2018年的3809户目前已增加至4.2万户。售电公司数量也从2018年的157家增加到2020年247家。2.政策环境2015年3月，中共中央、国务院“关于进一步深化电力体制改革的若干意见”通过中发〔2015〕9号文正式下发（简称9号文）。理顺电价形成机制，通过市场竞争确定发、售电价，是此次电改的关键任务。9号文旨在鼓励发电企业、售电公司和用户间开展电力交易，通过自愿协商的市场化模式确定电价，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务。售电业务放开，引发社会资本纷纷成立售电公司，布局售电侧市场，抢抓售电市场千亿级利润空间。2017年浙江能源监管办印发《浙江电力市场建设方案》（以下简称《方案》），《方案》将浙江电力市场建设分为三个阶段：第一阶段(2017-2019年)：有序放开发用电计划、竞争性环节电价和配售电业务，初步建立电力市场机制，开展日前市场和实时平衡市场模拟运行。第二阶段(2020年)：扩大资源优化配置范围，丰富市场交易品种，完善市场交易机制，形成较为完整的电力现货市场体系，探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。第三阶段(自2021年起)：健全日前市场和实时平衡市场，建立电力金融衍生品市场，推进市场自我发展与完善。同年，浙江能源监管办按照国家有关要求和省政府的职责分工，会同省有关部门，制定并正式发布《浙江省电力中长期交易规则》，按照《方案》明确的各阶段浙江电力市场建设目标安排，研究探索电力中长期交易与现货交易相结合的电力市场交易模式、建立电力辅助服务市场(补偿)机制、健全市场监管机制，积极稳妥推进电力市场建设，构建公平有效竞争的市场平台和市场环境，为发挥市场机制在资源配置中的决定性作用创建必要条件。二、电力市场现状及特点1.电力用户数量大、分布广随着电改不断深入，参与市场化售电的用户范围进一步扩大，符合准入条件、自愿参与市场的10千伏及以上用电电压等级、执行大工业及一般工商业类电价的用户以及5G基站均可进入市场，售电市场活跃度大幅提升。目前参与电力交易市场的用户达4.2万户，分布于全省各个地区。面对用户数量大、分布广的特点，售电工作中需要大量的业务人员与电力客户进行商务谈判、签约。2.售电公司类型多样化目前，市场中活跃的售电市场主体主要为省内各发电集团及股份制发电企业成立的售电公司，协鑫等民营能源企业成立的售电公司，海澜之家、红豆集团等社会资本成立的售电公司，部分在广东、安徽等地成功运营的售电公司，国网浙江电力参股的售电公司，以及部分电力施工企业成立的售电公司等。排名售电公司名称企业背景用户数量交易电量（亿千瓦时）市场交易规模占比1浙江海澜电力有限公司民营企业2960275.009.10%2国网浙江综合能源服务有限公司电网企业948254.418.42%3华润（浙江）电力销售有限公司发电企业1374166.775.52%4大唐浙江售电有限公司发电企业1648150.764.99%5华能浙江能源销售有限责任公司发电企业1693135.984.50%66华电浙江能源有限公司发电企业1532124.584.12%7国电浙江能源销售有限公司发电企业1151113.833.77%8浙江协鑫售电有限公司民营企业1041104.323.45%9神华国华浙江售电有限责任公司发电企业73597.223.22%10中信泰富售电有限公司发电企业159780.052.65%11浙江国信能源销售有限公司发电企业41279.542.63%12中电常熟配售电有限公司发电企业44377.922.58%13国家电投集团浙江综合能源供应有限公司发电企业22675.862.51%14浙江省能源投资有限公司发电企业265268.542.27%15常州国电常发能源有限公司发电企业12743.931.45%16浙浙江龙能源有限公司发电企业54339.091.29%17浙江国信协联能源有限公司发电企业27632.691.08%18南通联合电力能源销售有限公司发电企业19331.851.05%19苏州苏高新能源服务有限公司民营企业21530.971.03%20浙浙江润电力销售有限公司民营企业56030.671.02%图2.1-2020年售电公司市场份额统计表（前20家）由于电力市场刚起步不久，市场信息不对称，短期内依赖价差维持售电公司盈利，长期来看不具有可持续性。目前，售电公司已逐步开始通过增值服务增加用户粘性。此外，随着电力现货交易的开展，需要投入的人力、物力、财力将呈几何级增长，技术力量将成为公司间竞争的关键因素。三、市场化售电解决方案1.电力客户核心需求1）降低用能成本：通过参与电力市场，享受电费优惠，降低用能成本是电力用户的直接诉求。不同行业，不同电量规模用户对优惠价格的期望值有所差别。2）享受增值服务：随着市场化竞争加剧，售电公司为抢占市场，纷纷为售电客户提供能力范围内的增值服务，开展更广泛的合作，例如提供电力运维、电力需求响应、电力辅助服务、储能、能效提升等。3）减少业务风险：目前零售侧属于买方市场，客户在市场中占据主动地位，更多的愿意与售电公司签订全电量固定优惠的合同，售电交易中电量偏差考核、月度电量竞价的波动性风险均提出由售电公司承担。2.业务拓展策略1）优质客户筛选1.1优化签约电量构成随着电力用户越来越积极地参与电力市场，市场价格透明化，电量规模较大的钢铁、水泥、化工等高耗能企业对售电公司提供价差优惠期望偏高，签约此类电力用户承担更高的经营风险。相对而言，用电规模在百万千瓦时、千万千瓦时的制造型、高科技以及第三产业企业用户，对售电服务质量有更高的要求，业务风险可控，签约周期较短是售电公司优质客户源。业务拓展中，做好优质客户的沟通服务，能有效提高客户质量，降低经营风险。1.2关注客户用电稳定性企业电量稳定性关系到每月电量计划报送的准确性，企业增容、减容、停产、检修等生产状况是售电公司制定交易策略，防控偏差考核风险的关键。售电公司在完成市场拓展工作目标同时，对电量规模较大的电量用户（根据售电公司签约规模不同，标准有所变化），还需要根据与客户沟通情况，综合考虑用户生产调整是否有规律性的计划和规范化的流程，电量计划变化信息能否及时传递到售电公司，优先拓展电量稳定的电力用户。1.3选择正常经营的客户电力用户进入电力市场后，由于企业自身经营问题存在过户、销户的情况。企业过户、销户对合同正常履约造成造成售电公司客户流失以及对应电量无法正常消纳的问题，特别是随着售电市场准入条件放宽，满足10kV及以上电压等级，一般工商业和大工业电力用户均可以参与，很多经营不良的企业进入市场，成为售电业务潜在风险点，需要在业务拓展时根据企业经营情况进行适当筛选。1.4拓展客户综合能源服务需求随着电力用户对电力市场价格行情、交易规则、政策制度了解不断深入，售电公司单纯依靠购售电价差维持经营不具备可持续性。售电公司在拓展售电业务的同时，也需要根据政策导向，积极参与辅助服务等新的市场业务，同时积极拓展业务范围，发挥客户资源优势，调研企业用能特点和能效情况，开展综合能源服务。2）服务策略构建客户互动服务渠道，提供电量申报、用电查询、结算查询、异议申诉、在线签约、活动激励、政策解读等功能，建立规范化的客户互动机制和流程，增加客户服务体验感，强化服务质量，提高客户粘性，提升客户续约率，打造优质的服务品牌，为留住优质客户资源打造基石。3)交易策略3.1政策形势紧密跟踪政府电力市场文件、电力交易规则、发用两端电价等政策，分析政策变化对电力交易的影响。3.2电量预测做好电量预测，制定更加精准的交易策略确保不被偏差考核，获得更高的交易收益。一是分析国内外经济形势，定期与不同行业之间客户交流，分析行业经济走势，二是多渠道获得用户用电生产情况，确保电量预测准确。三是分析历史气温变化与历史用户电量之间的关系，基于天气预报对用户电量预测。四是分析节假日与历史用户电量之间的关系，基于节假日信息预报对用户电量预测。3.3关注煤价等走势关注对交易价格能产生影响的煤价、电煤运输等信息，科学判断月度交易价格。3.4关注市场力情况关注发电侧、售电侧各类别交易主体的交易策略以及对年度、月度电力市场的影响。3.5加强同行业沟通加强与同行业的沟通，交流最新行情，互相学习经验，有利于共同提高交易水平。4)增值服务4.1聚合售电客户资源，打造客户侧能源交易一体化服务平台，利用信息技术，提高能源交易服务水平和管理能力，提升客户服务体验感。4.2基于大数据挖掘技术，分析客户用能数据，刻画客户画像，智能化的为多种业务推荐潜在用户，利用好售电用户资源。4.3利用移动互动平台宣传最新能源交易政策、能源交易服务、综合能源服务业务、政策优惠等内容，推广电力运维、辅助服务市场交易、能效提升、能源托管、碳交易等多种业务形态，构建多种业务相互交融、互相促进、互为补充、多点开花的良好局面，强化业务横向拓展能力。3.商业模式分析在商业模式的操作上，售电公司与电力用户本着“利益共享，风险共担”的原则，同时也根据电力用户各自不同的需求，采用多种不同的价格方式：全电量固定价格方式、全电量比例分成方式、部分电量固定价格+部分电量比例分成的方式。同时，对可能存在的政策优惠（例如政府基金，政府超低排放电价补贴等）根据现行政策采用让利于电力用户、售电公司与电力用户按比例分享的方式来执行。售电公司与电力用户具体操作内容如下：1）售电公司与电力客户签订购售电合同，提供电力交易服务，约定参与市场交易电量优惠方式。售电公司负责为客户办理注册、绑定相关业务，统计电力客户每月电量计划，参与市场交易，承担偏差考核风险。2）售电公司与发电企业通过年度双边协商交易、年度挂牌交易、月度竞价、月内交易等多种交易方式从电力市场获得优惠的电价，由于向发电企业购电在与客户完成签约之后，售电公司面临市场价格波动的经营风险。售电公司的盈利模式主要来源于电力交易的差价，此外根据对市场交易行情的分析和判断，合理安排交易策略，在承担一定市场风险的同时可以通过交易获得额外收益。4.风险防控事项1）电量偏差考核：随着电力市场不断发展，对售电公司偏差考核要求逐步提高，从“月结年清”发展到“月结月清”，即售电公司必须准确掌握售电客户的月度电量计划，每月安排的电量计划与用户实际用电量偏差控制在3%以内，否则将承担偏差考核罚款。特别是近两年疫情对企业生产计划造成重大影响，售电公司控制偏差面临更多的不可控因素。售电公司应售电公司关注国家环保政策、重大的气象变化和相关社会公共事件等因素，防止国家对产业的调整、对环保的治理、极端气象灾害、公共卫生事件的出现造成用电量的巨大波动，以便售电公司积极调整电量计划和交易策略，避免损失。2）市场交易风险：年度交易中，按照《关于开展2021年电力市场交易的通知》苏发改能源发【2020】972号文件要求，售电公司年度交易电量应为其测算电量55%-70%，否则不得参与市场交易。面对电力市场供需不平衡的局面，售电公司必须与发电企业充分沟通，确保买到足额电量，防范退市风险；月度交易中，按照电量计划通过三段式报价购买必须的月度电量，避免月内交易无法平衡电量缺口，面临偏差考核。售电公司关注电力市场交易规则和市场政策的变化情况，加强与其他售电公司、发电企业等市场主体的交流，主体向政府管理部门、交易中心咨询政策变化和解读，动态调整业务经营策略。3）购、售电签约时间不一致导致的商业风险：由于与客户签约在前，与发电企业成交在后，售电公司面临较大的经营风险。售电公司必须合理评估提供给客户的让利幅度，不仅价差优惠在市场上有一定的竞争力，而且在与发电企业谈判时又能获得预期的优惠价格，实现业务盈利。售电公司制定市场拓展策略时，一方面考虑市场签约价格行情，提出签约价格具备一定竞争力；另一方面，对于用电规模上亿的客户，参与报价和投标时，充分考虑市场风险承受能力，控制高价差客户电量规模。4.实施效果分析1）经济效益：电力用户直接享受电力市场改革带来的电费红利，以往35kV用户享受的直购电优惠，通过电力交易市场惠及更多的中小企业、商户。特别对于电费成本是主要生产成本的行业，在电力交易市场中，极大减轻企业负担，提高盈利能力。2）社会效益：随着电力市场交易品种不断丰富，交易方式、规则不断完善，售电公司代理电力用户参与市场交易，传导电费优惠，提供增值服务。解决电力行业发展仍存在的一些问题，如市场化交易机制缺失，资源利用效率不高；市场化定价机制尚未完全形成；政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善；新能源和可再生能源开发利用面临困难等。市场化售电业务的发展，优化了地区营商环境，客观上促进了相关能源服务行业的发展。四、典型案例1.无锡市市级机