售电市场的正确打开方式？

2017-03-12 12:49:25 大云网　点击量：评论 (0)

改革既不可能一蹴而就，也不可能一劳永逸。电力体制改革亦然。近日，几度推迟的新电改六大配套文件终于出台，无疑这意味着中国电力发展体系将步入新阶段。如果说2002年国发5号文提出厂网分开、主辅分离打破了电力

中小电力用户的重要性

中小电力用户考虑到其用电需求规模和技术支持水平情况，一般没有能力也没有必要参与电力批发市场。然而，能否在整个电力批发市场中反映中小用户的需求，对电力市场能否有效的优化资源配置有着至关重要的作用。

在市场化环境下，售电公司将成为中小电力用户的有效代表：

售电公司一方面通过各式各样的电力套餐，吸引中小用户(包括部分不愿意自己直接参与电力批发市场的大用户)成为自己的客户。例如，根据售电公司可以根据用户的购电偏好，制定出固定电价套餐(针对不愿接受价格波动风险的用户)、分时电价套餐(针对用电需求较为灵活的用户)、随发电燃料价格变化的电价套餐(针对用其他金融衍生品规避燃料波动风险的用户)、绿色能源套餐(针对愿意为环保多付出电费的用户)等等。

另一方面，通过对电价套餐和相应客户负荷预测，制定出自己参与批发市场的策略。例如，售电公司可以根据已经和自己签订合同的中小电力用户的数量，制定出自己在中长期双边合同市场、中长期期货/期权市场、现货市场中最优化的购电组合，以取得效益最大化的目标。

售电公司参与电力市场的核心竞争力

综上所述，售电公司参与电力市场的核心竞争力在于两点：

第一是如何通过各种营销策略，获取更多的终端电力用户，为自己确定一个相对稳定的客户群体;

第二是如何通过各种购电策略，以尽可能低的成本和风险购买足够的电力来满足自己的客户群体用电需求。而其中产生的售电收益和购电成本的差额，即使售电公司的利润来源所在。

除了传统的营销手段，与可再生能源相结合、与需求侧资源相结合也可能为售电公司在新的市场环境下的发展壮大提供了潜在的思路。

【新电改还应看清深层体制难题】

细读9号文及配套文件后会发现，在相比5号文取得明显进步的同时，局限性也很明显，真实的改革困难远比想象中复杂。

原有体制约束下，竞争红利的释放难

新一轮电力体制改革在最大限度保持厂网分离以来市场组织结构的前提下，寻求了与现行结构相配套的交易体制调整，从而使现行改革带有了明显的利益调整色彩。尽管放开售电侧、构建电力交易市场、改变电网营利模式等改革举措具有创新意义，但在面临原有国企体制及市场组织结构的约束下，竞争红利的释放通道很难说通畅。

具体而言，9号文及配套文件确定了一种计划加市场的双轨机制，在这种安排下，竞争仅能在部分电量市场中实现：

除少数地区外，可放开竞争的市场份额均是有限，而这些市场的集中度又往往较高，国有发电集团占有明显优势，竞争效率令人担忧。

双轨制给构建电力交易市场增加了难度，因为难以有效阻止市场主体，特别是拥有众多发电资产的国有发电集团在计划与市场份额之间套利，也无法有效制约政府的自由裁量权。

双轨制会带来一种非对称的影响，可能使现货市场设计产生严重缺陷，因为计划份额会影响竞争份额，但竞争份额不会影响计划份额。

独立输配电价在双轨制下的实施难度也非常大，售电放开也很难为系统层面资源配置机制的建立提供直接帮助。

以上难题的根结何在?

之所以面临这些困难，是因为9号文及配套文件在面临上述约束的条件下对电力市场改革的核心，即电网环节采取了体外手术的策略，反映出未能理解让市场机制释放竞争红利所需的结构支撑。通过法人分离模式在电网环节实现售电功能的分离是推进各项改革的制度前提，然而这却涉及现行电力国企体制的较大变化，从而形成改革阻力。目前，只能寄希望于通过试点中的问题和经验总结来向正确改革方向逼近。