从广东电力市场形势看当前售电企业面临的挑战

2018-03-12 10:14:43 北极星售电网　点击量：评论 (0)

2015年3月15日，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文），开启了新一轮电力体制改革。9号

2015年3月15日，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文），开启了新一轮电力体制改革。9号文提出“管住中间（输电和配电），放开两头(发电和用电)”的基本架构，指出电力体制改革要还原电力的商品属性，形成由市场决定电价的机制。主要途径是有序放开输配电以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售点业务，并提出逐步形成完善的市场化交易机制，稳步推进售电侧改革等。

其中，售电侧改革是本轮电力体制改革的重点项目，是电力体制改革必须达成的目标之一。售电侧改革的核心是用户能够自由选择售电主体进行购电，途径是培育竞争性售电主体。

2015年11月，广东省、重庆市获国家发改委、能源局批准，成为了第一批售电侧改革试点。随后，全国多个省份陆续制定了电力体制改革试点方案，并在获批后开展了电力体制改革试点工作。经过两年的改革，各地的电力体制改革试点工作取得了丰硕的改革成果，各项市场机制也逐步建立和完善。其中，广东省售电侧改革试点走在全国电力体制改革的前列，先后启动了年度双边协商交易、月度集中竞争交易、月度合同电量交易和年度合同电量集中交易，2018年启动现货交易的试运行。

在售电侧改革发展的推动之下，广东省售电侧市场正在快速地发展壮大，截至2017年12月12日，广东省进入售电目录的售电企业已达到374家，并仍有继续攀升的趋势。

广东省电力市场形势分析

市场电量逐年增加。作为中国首批开展大用户直购电试点的省份，广东省于2006年启动该项工作，安排台山发电厂与电力大用户开展直接交易试点，年交易电量约2亿千瓦时.2013年，广东省经信委发布《广东省电力大用户与发电企业直接交易扩大试点工作方案》，广东完成电力用户与发电企业直接交易电量23.87亿千瓦时。此后，市场交易电量逐年增加，2017年安排的市场电量为1100亿千瓦时，占全社会用电量的20%，2018年安排的市场电量进一步增加，达到1600亿千瓦时。

市场主体发展迅速。截至2017年12月12日，广东省共有市场主体6043家，其中发电企业72家，售电企业374家，用电大户企业764家，园区企业4833家，市场主体仍在不断发展，市场竞争日益激烈。

在发电企业方面，广东省现有装机规模1亿千瓦，参与市场化的机组容量达到7833万千瓦，占总装机容量的78%；在售电企业方面，广东省第一批售电企业于2016年3月份进入售电目录，数量仅有13家，其中仅有1家为民营企业，在短短的两年间，售电企业迅速增长至374家，其中三分之二为民营企业；在用户方面，随着市场电量不断增加，用户的准入门槛不断下降，从门槛为年用电量8000万千瓦时降至2500万千瓦时，数量从400多家增加至5500多家。

改革红利不断释放。2017年安排的市场电量约1100亿千瓦时，其中双边协商交易电量为837亿千瓦时，平均价差为-64.5厘/千瓦时。月度竞价采用统一出清方式，需求侧月度结算采用偏差考核机制，即偏差电量±2%以外的电量按照市场价差的2倍考核。2017年共开展了11次月度集中竞争交易，月度集中竞争交易电量为319亿千瓦时，月度集中竞争交易平均价差为-68.92厘/千瓦时。

2018年安排的市场电量预计1600亿千瓦时，计划安排1000亿千瓦时的双边协商交易电量以及100亿千瓦时的年度合同集中交易电量，年度交易电量的平均价差达到-75厘/千瓦时。

当前售电企业面对的挑战

用户降价期望高。经过将近两年的电改，大部分电力大用户对电力交易市场中有很深刻的了解，特别是价格方面。用户经历了2017年双边协商市场的变化过程后发现，越迟签订双边协商电量，签订的价差越低（优惠越大），当时市场上最低价差达到-82厘/千瓦时。此外，2017年3月份月度集中竞争交易统一出清价差低至-189.45厘/千瓦时，刷新了用户对电力市场价格认识。

2018年双边协商交易电量签订时间从10月11日开始，至11月10日结束，签订时间比2017年提前了一个月，很多大用户吸取了2017年的经验，10月中旬开始启动电力直接交易项目，希望能获取更低的价格。而随后的市场价格经历了从低至高，又从高至低的过程，有部分用户仍然期待价格会重新降低。

开发用户难度加大。随着电改的深入，电力用户已对电改有较深入的了解，在选择售电企业时，用户已经研究出各种方法。

首先，有关注价格的用户，为获取更优惠价格，招标方式“推陈出新”。有些用户采用多轮报价方式，每轮更新报价并逐步淘汰报价较高的公司，最终获得较低的价格；有些用户选择抱团方式与售电企业商议最好的价格；有些用户设立价格门槛的方式撒网邀标；有些用户开始建立微信讨论群，不断了解其他用户的成交价格，以做出最有利于企业的决策。

第二，有关注社会资源的用户，在相差不大的报价中选择最有利于自己的介绍人或者售电企业，而售电企业开展业务时，也会采用居间商协助开发的形式，利用居间商的社会资源开展售电业务。

第三，有关注综合实力的用户，多属于国企，基本是通过招标的方式，按照综合评分法进行评价，中标者未必是价差最低的企业，而是具有一定实力的或是具有发电企业背景的。

在这种“买方市场”中，售电企业为签下用户，必须按照用户的方式拼得“你死我活”，不少售电企业为签下用户承担极大的经营风险。

“批零倒挂”现象。2017年双边协商交易的过程中，有一种特别的现象，那就是在零售市场上，售电企业给用户报价较低，而在批发市场上，电厂给售电企业的价差较高。

基于对2017年双边协商交易的分析判断，即，签到越多电量越可以加大与电厂谈判的筹码。与此同时，售电企业判断2018年的双边协商价格比2017年双边协商均价低，售电企业按照-70厘/千瓦时~-80厘/千瓦时开始向用户报价，但随着双边协商签订截止时间临近，售电企业为抢夺电量，报价达到-85厘/千瓦时，有的甚至报出-90厘/千瓦时的价格。

然而发电企业并不买售电企业的账，“死守”-75厘/千瓦时的底线，接近双边协商截止时间时，大部分发电企业的电量基本已售罄，发电企业开始涨价，两天时间内，从-75厘/千瓦时涨至-65厘/千瓦时。

这轮双边协商大战之后，大批独立售电企业签到-80厘/千瓦时的用户，有的亏本对接给电厂，有的留着参与月度竞价，无论月度竞价如何，明年必将有一批售电企业倒闭或者被迫退出市场。

售电企业的经营策略

做好售电企业的战略定位。明确售电企业未来1~3年的销售电量、营业利润等发展目标；做好配售电、综合能源或辅助服务的业务选择；做好技术交易型（仅限于售电的用户类型）、居间渠道型（通过居间商开发的用户类型）、辅助服务型（售电+增值服务的用户类型）等用户开发商业模式。

加强售电企业的核心竞争力。目前，售电企业多以电能销售为主，随着售电市场不断成熟，电力用户需求不断增加，仅仅依靠电力销售挣取价差的售电企业将会逐步被淘汰。未来售电市场的发展必定是以用户为核心，需要围绕用户制定售电企业的核心竞争力，因此售电企业应围绕增加客户粘性、优化定价管理和加强数据管理三个方面，打造售电业务的核心竞争力，从而确保集团企业在未来错综复杂、日趋激烈的售电市场竞争中取胜。

如果是发售一体的售电企业，应该保障区域集团内发电企业的市场电量，采用“背靠背”的价格优势获取更多用户。同时，做好集团公司内部售电企业与发电厂的沟通合作，形成区域合力，做到“发售结合，以售促发，协同高效”。

构建大数据分析平台。随着售电侧改革发展的不断深入，各类售电企业的售电相关业务都离不开配套基础技术和软件的支持。在面向的用户类型，交易数量逐渐增多的情况下，对于售电业务的大数据分析就显得十分重要了，这必依托于售电软件、售电平台的开发，售电企业需着力构建一套大数据分析平台，帮助企业在售电业务开展的过程中进行信息搜集以及分析预测，同时营造线上与线下经营相结合的模式，促进整个售电业务的创新发展。

深入研究市场营销策略。

一是售电市场具有马太效应，应尽快做大做强。用户是核心，应采取多种途径开发用户，将合理的利润让与用户，当具有足够多用户时，偏差考核电量就会减小，盈利也会增加。

二是选择渠道销售策略，加大客户开发力度。可以通过与优质大用户建立战略伙伴关系、与有客户资源的居间商合作、与地方政府和产业园区结盟、并购中小售电企业等模式，迅速建立市场营销网络，抢占大客户资源。

三是做好宣传工作，提升公司知名度和形象。除了常用的宣传册、报纸等媒介，可以通过网站推广，微博微信、举办讲座论坛、邀请客户回访、免费为客户提供用能诊断服务等一系列营销行为，提高用户对公司的认可度。

四是提前锁定或联系年用电量1000~2500万千瓦时的电力用户。目前，售电企业竞争非常激烈，抢夺进入目录的电力大用户将承担更大的风险，相对而言，与年用电量1000~2500万千瓦时合作付出的成本更低。通过提前做好沟通和政策咨询服务的工作，尽可能签订框架协议。

五是申请中国采购与招标网的会员。随着电改的深入，越来越多用户选择公开招标方式确定代理商，为及时获取用户的招标信息，建议申请招标网会员。

六是广泛开展增值服务业务。一方面开发用户负荷实时监测系统。明年将开展日前交易，需要用户实时负荷曲线作为竞价的基础，而且掌握了用户实时负荷曲线，可为用户提供合理的用电方案提供科学依据。另一方面提供电气设备预防性试验、电气设备的运维、节能技术改造、多能流供应等多种增值服务，以提高用户的粘性。