獨立售電該躺平么？

近日，浙江省發改委、省能源局等部門聯合印發了《浙江省電力中長期交易規則（2022年修訂版）》、《2023年浙江省電力市場化交易方案》等多份電力市場最新文件。

在2022年浙江省電力市場交易中，交易結算、不平資金分攤等問題引發了較大的爭議。因此2023年的市場化交易方案備受矚目。而2022年中長期交易規則修訂版的頒布則是因為徵求意見稿11月剛剛發布，“12月份發布2022年中長期交易最終版本，也是為了2023年交易做鋪墊。”浙江省內相關人士透露。

結算權易主

在今年11月，浙江發布的2022年中長期交易規則徵求意見稿中，規定了“電網企業形成零售用戶結算總電費，出具零售用戶電費賬單。由售電公司代理的批發市場用戶的結算依據按零售用戶規定執行”。

相比2021年規則中的“電網企業通過線上方式向售電公司提供分時用電數據，售電公司按照購售電合同約定，將結算費用信息與零售用戶核對確認后，形成電力中長期零售用戶電量結算依據”，售電公司明顯感覺到了結算權被剝奪的危機。

而最終，結算權易主在最新文件中得到了明確。不僅2022年電力中長期交易規則中，結算權從售電側挪到了電網側，在2023年的電力市場化交易方案中也規定“零售用戶電費結算由電網企業根據交易平台傳遞的合同及綁定關係……計算零售交易電費，經售電公司確認后……形成零售用戶結算總電費，出具零售用戶電費賬單。”

結算權歸屬是2015年新一輪電改以來長期爭論的焦點。浙江作為最早實踐批發側與零售側分開“順價”模式的省份，也率先實踐了將結算權釋放給售電公司。根據2023年的電力市場化交易方案，浙江會繼續執行順價模式不變，但將結算權轉移。

在售電公司結算權轉移的同時，浙江省電力零售套餐也在發生變化。

發電市場力

浙江電力零售市場的套餐種類並不新鮮，分為固定價格套餐、比例分成套餐、市場價格聯動套餐。

“但是比例分成套餐和市場價格聯動套餐都和月度交易掛鈎，這對民營售電公司不利。”浙江省內一家售電公司負責人說，“此前基準價大多會以售電公司的購電成本為參考。現在則是月度協商、競價和掛牌的加權平均價格為基準。”

民營售電公司認為，在目前電力市場供需關係偏緊的背景下，月度交易價格的不確定性極大。“從過去一段時間的實際結果來看，民營售電公司的購電成本很難控制在月度均價及以下的價格。”

據了解，目前大多數浙江省內售電公司都選擇了固定電價的套餐。“這是最大限度上規避風險的無奈選擇。”

民營售電公司（或者說獨立售電）缺乏發電資源，導致其在市場中受到限制，這是一個老生常談的話題了。

讓我們還是以浙江為例，據《能源》雜誌了解，浙江省內發電企業將批發市場價格分為了4個檔次。第一檔是留給自己集團內售電公司的價格，第二檔價格提供給省內缺乏火電或者火電裝機不足的央企發電集團售電公司，第三檔位價格是35Kv以上用戶，最後一檔價格就留給了獨立售電公司。

2023年浙江電力市場部分價格

（單位：元/千瓦時）

“如果你只能拿到最後一檔的價格，基本沒得賺。”一家浙江省售電公司人士說。

而發售一體的企業在當下的市場條件下，賺錢並不算困難。《能源》雜誌獲得了一份浙江省內發電企業的零售電價報價。35KV以下的用戶，一口價為0.49836元/千瓦時，分時電價為尖峰電價1.0099元/千瓦時、高峰電價0.8095元/千瓦時、低谷電價0.1150元/千瓦時。35KV以上的用戶，其峰谷價格也保持了這一水平。

“發電企業可以賺尖峰、高峰電價，在低谷電價賠錢。即便是支付了偏差費用，發售一體甚至可以實現0.4~0.5元/千瓦時的利潤空間。”浙江省內知情人士透露。

被誤解的售電？

儘管是第一批8個現貨試點省份，但浙江省的零售市場培育時間要晚於多數省份。

2019年10月，浙江才發布第一版電力中長期交易規則，2019年交易周期只有兩個月（11月-12月）。2020年11月，浙江發布第二版電力中長期交易規則，雖然交易周期是2020年1月-12月，但1月-11月都是進行的追溯結算。甚至2021年浙江電力中長期交易全年未開市。

在2022年的市場中，一面是發改價格〔2021〕1439號文件發布，大量工商業用戶進入市場；另一方面是電力供需短缺問題嚴重。浙江電力市場一度出現了嚴重的總體虧損。

2022年11月30日，浙江電力市場化交易培訓會議在杭州召開，浙江省政府相關機構領導和電力交易中心負責人出席了會議。據參与本次會議的售電公司人士說，會議中提及浙江獨立售電公司利潤水平大約為1.6-1.7分/千瓦時。

客觀來說，這一盈利水平並不算低。根據《廣東電力市場2021年年度報告》，全年共有96家售電公司累計收益盈利，70家虧損，整體虧損面為42.2%。售電公司凈收益5.1億元，平均度電獲利1.7厘/千瓦時。

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不過在零售市場早期，售電公司高利潤是常規現象。2017年廣東電力市場中售電公司凈獲利12.7億元，按照平均價差51.8厘/千瓦時和8：2的分成比例計算，售電公司的度電利潤也超過1分。

“2022年浙江的高電價是有多重因素疊加造成的。”一位市場分析人士說，“售電公司的利潤是一種體現，不能單純的認定是造成高電價的原因。”

更讓獨立售電不解的是，兜底售電政策似乎有強化的跡象。

“在浙江電力市場化交易培訓會議上，有關兜底售電的解讀是已簽約電力用戶可以解綁，回歸兜底售電。”上述售電公司人士說。

如果僅僅是兜底售電本身，並不會引起獨立售電過多的情緒。“但是有關發電計劃的解讀中提到，寧夏煤電、皖電送浙機組依次作為電網代理購電用戶及線損、兜底售電用戶、批發用戶和售電公司的採購電源。如果是按照這個採購順序，電網代理用戶和兜底用戶的結算價可能會低於市場價，引發大量用戶與售電公司解約。”

合理性與不足

兜底售電的存在有其必然性和合理性。

發改價格〔2021〕1439號文發布之後，電力市場的用戶數量激增，尤其是中小用戶。客觀來說，這其中大部分用戶要麼沒有入市意願、要麼沒有售電公司接盤。兜底售電儘管是用戶與售電公司簽約，但實際上仍由電網統購統銷。

在這裡有必要指出的是，在2023年的新政出台之前，小用戶的市場中也很少看到售電公司的身影。這背後的原因是多方面的：一是與小用戶的交易成本大概率超過收益，售電公司無利可圖甚至可能虧本；二是即便有微利，由於單位售電量收益的差距，售電公司也更傾向於尋覓大中用戶；三是售電公司很難在市場上買到足夠的電量，只能重點保障大中用戶；四是市場規則對技術和資金薄弱的民營售電公司並不友好，民營售電公司無法開展差異化競爭。

缺少了售電公司的积極性，兜底售電和代理購電用戶就很難走向市場，相應的，兜底售電和代理購電機制勢必長期化。因此售電公司有理由抱怨，但整個市場也必須明白其背後存在的邏輯關聯。

在明確兜底售電合理性的同時，我們也要看到上文提及的購電權先後順序的問題，是市場機制不足的一個重要方面。

在之前的浙江中長期電力市場掛牌交易中，交易對手方僅有國網一家，也即所有高於燃煤上網電價的非統調燃煤熱電、氣電均由國網採購，且執行原標杆上網電價。這些高昂的成本並沒有進入市場，而全部由國網代理購電和兜底售電用戶承擔。

而如果明年正如前文中所述那樣，電網代理和兜底用戶又可能鯉魚翻身。這樣頻繁的左右橫跳，顯然對市場健康有序的發展並不是十分有利。

所幸的是，我們暫時還沒有看到有關兜底售電相關的明確文件，因此在實際執行的過程中，還存在改進的可能性。

現貨：獨立售電出路？

從其他省份的經驗來看，中長期市場中的獨立售電公司勢必會經歷大規模的洗牌。這與發電市場力無關，而是由市場本質決定的。

從電改的宏觀角度來看，獨立售電公司能夠大範圍出現，得益於電力市場供大於求所產生的紅利。在電力供求關係發生變化之後，獨立售電公司的立身之本可謂是雪崩般的喪失，急需要找到新的利潤點。

在電力市場中，“售電公司”這一概念的主要任務應該是在用戶與批發市場之間，即承擔了批發市場中的風險，又能夠利用技術代差和信息不對稱實現壓力。

而中長期市場中，電力的時間屬性被極大地削弱了，導致用電量小、用能不穩定的中小用戶被“拋棄”。

所謂發售一體或者發電集團的強大市場里，其實也更多建立在缺乏時間尺度的中長期市場里。在現貨市場條件下，發電市場力無疑會被極大削弱，發售一體的優勢也會極大縮小。

這是自然選擇的結果，也證明電力市場需要中長期、現貨、輔助服務等一系列市場的結合，才足以稱得上成熟。

對於獨立售電公司來說，除了在既定政策下努力開拓市場，也必須開始積累技術實力，迎接現貨市場的到來。

在現貨條件下，發電側市場力會被極大削弱，同時海量中小用戶的缺點縮小，優勢放大。在技術實力和風控管理的作用下，獨立售電公司可以贏得更多市場空間。

改革的趨勢不可阻擋，改革的道路十分明確。如果不提前做好技術積累，即便不是“賺快錢”的售電公司，也必然會在下一輪淘汰賽中出局。