老司机带路：河北南网售电市场现状及售电公司的对策

售电市场是由政府制定规则，并严格把控的市场。河北南网电力市场尤为突出。为了理清市场发展脉络，更好地开展业务，有必要对河北南网电力销售市场形成及发展情况进行梳理，以求对下一阶段的市场规则的发展走向进行预判，制定对策，谋求发展。

2016年8月23日发布的《河北南部电网电力直接交易规则(试行)》(冀发改电力〔2016〕1111号)指出：按照《河北省电力直接交易实施方案》(冀发改电力【2016】1061号)文件要求，由河北省电力交易中心拟定了此规则，河北省电力交易中心是国网独资全资子公司，《交易规则》条款提到的售电公司只有两处，第二条规定“本规则适用于……的电力用户和……公用发电企业。售电企业参加直接交易另行规定。”似乎把售电企业排除在本规则以外。但在第三条又规定“直接交易指……电力用户、售电企业与发电企业……”。故可以理解为直接交易包括售电公司，但本规则不适用于售电公司。

《关于河北南部电网开展2017年电力直接交易工作的通知》(冀发改电力[2017]177号发布于2017年2月23日，此文中对售电公司参与直接交易进行了比较完整的安排。此文件规定，输配电价按照2017年1月13日发布的冀价管字[2017]7号《河北省物价局关于河北省级电网2017-2019年输配电价的通知》执行，该文件发布了2017-2019年输配电价和销售电价。

2、市场容量及市场主体

(1)市场容量

冀发改电力(2017)177号文《关于河北南部电网开展2017年电力直接交易工作的通知》规定，“2017年度河北南网交易总规模为330亿千瓦时(电力用户侧)，其中：年度双边交易规模230亿千瓦时，月度集中交易规模100亿千瓦时”，交易电量约占河北南部6市全社会电量的20%。

(2)市场主体

2016年5月4日，河北省交易中心成立。2016年9月进行第一次直接交易，市场主体为19家发电企业，123家电力用户，没有售电公司加入。到2017年3月，市场主体扩大为29家电厂、248个电力用户以及96家售电公司。至2017年6月，电厂及电力用户数量较3月没有变化，但是售电公司达到205家。6月7日又有17家售电公司进入公示。河北南网售电公司数量不断增加，反映了各方资本对电力市场改革的参与热情高涨，也有售电公司进入市场门槛较低，且在北京交易中心公示的售电公司(冀北电网)也可以进入河北南网电力市场的因素。

3、2017年河北南网电力交易价格

(1)2016年1月份至今电厂上网电价的演变

根据2015年12月31日发布的冀价管〔2015〕308号《河北省物价局关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》，河北南网主力电厂(参加电力直接交易的电厂)大部分上网电价为0.3497元/千瓦时，2016年1月11日，冀价管〔2016〕5号《河北省物价局转发关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，转发了国家发展改革委发改价格〔2015〕3169号《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，是否按照〔2015〕3169号文进行过上网电价调整，没查阅到有关文件，也不排除用其他机制通知相关方按照联动价格结算。从2016年5月3日开始至2016年11月17日，以冀价管(2016)90、109、133、181、212、223号文对大部分主力电厂上网电价进行调整，典型机组的上网电价为从2016年1月1日起执行的0.3597元/千瓦时。也有例外，如：上安电厂1#、2#机电价为0.3752元/千瓦时。参与河北南网电力市场交易的大部分电厂上网电价是0.3597元/千瓦时，也有0.3497或元/千瓦时。

(2)2016年1月份至今河北南部电网销售电价的演变

2017年1月13日冀价管(2017)7号文发布之前，只有上网电价和销售电价，没有在输配电价的概念。由于电力交易不涉及力率调整电费、基本电费、政府基金，所以我们以35千伏大工业用户为例，关注从2016年初至今的大工业两部制用户电度电价的变化。

2015年12月31日，冀价管(2015)308号文，规定至2016年1月1日开始执行大工业用电10-35千伏平段电价为0.5861元/千瓦时。

2016年6月17日发布的冀价管(2017)110号《关于降低工商业用电价格等有关事项的通知》，2016年月日开始执行大工业用电10-35千伏平段电价为0.5710元/千瓦时。

2017年1月13日发布的冀价管(2017)7号《关于河北省级电网2017-2019年输配电价的通知》，规定从2017年1月1日起大工业用电10-35千伏平段电价为0.5636元/千瓦时，同时发布35千伏输配电价为0.1571元/千瓦时、政府基金为0.04元/千瓦时。按照冀价管(2017)7号文中叙述“二、……输配电价(含线损和交叉补贴)……”的表述及目录电价的构成原则，可以推出，河北南网电力市场中电厂上网平均电价为0.3665元/千瓦时，较原0.3597元/千瓦时上涨0.0068元/千瓦时。正在执行的销售电价比输配电价出台前较冀价管(2017)110号文发布的电价下降了0.0074元/千瓦时(35千伏大用户)。平均上网电价上涨与销售电价下降，电网公司相当于让出0.0142元/千瓦时，由电厂与电力客户分享。

(3)电力市场交易价格的走势

从2016年9月9日至2017年5月23日，河北南网共进行了8次交易。

2016年9月9日、10月31日进行了两次双边协商交易，成交电量82.5亿和22亿，没有售电公司参与。9月9日成交价格为0.3255元/千瓦时，较当时电厂上网电价0.3597元/千瓦时低0.0342元/千瓦时。10月31日交易电价没公布。

2017年1月24日和2017年2月17日举行了两次设定电量为10亿千瓦时，采用撮合交易边际出清形式的模拟交易，没有售电公司参与。

2017年2月17日，实际交易10亿千瓦时电量。没有公告成交价格。有用户反映成交价格为0.347元/千瓦时。

2017年3月20日采用双边协商的形式交易120亿千瓦时电量，公告平均交易电价为0.33485元/千瓦时。

2017年4月7日、4月27日、5月23日采用撮合交易边际出清形式进行了3次交易，成交电量为2.94、2.93、2.79亿千瓦时，成交电价为0.347、0.3465、0.346元/千瓦时。

2017年有确切电量交易数据的有5组，交易完成电量138.66亿千瓦时，占全年计划交易电量330亿千瓦时的42%。

有确切交易电价的数据有4组，与平均上网电价(0.3665元/千瓦时)的价差分别为-0.03155、-0.0195、-0.0200、-0.0205元/千瓦时。与电厂实际上网电价(0.3597元/千瓦时)价差为-0.02485、-0.0127、-0.0132、-0.0137元/千瓦时。

用户电价结算是按照与0.3665元/千瓦时的价差结算，与电厂结算如何执行，没有相关数据。

4、河北南网电力市场的特点

按照中发[2015]9号《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》电力体制改革主要任务是理顺电价形成机制、完成市场化交易机制、形成规范化交易平台、推进发电计划改革、向社会资本开放售电市场等内容。河北南网电力市场现状是：由于河北南网电力供需属于偏紧平衡，河北南网2016年火电机组平均利用小时达5202小时，入交易平台的火电机组对市场电的需求并不旺盛，河北政府推动电力改革的动力不足。

冀发改电力(2017)177号文规定的交易规则以及交易中心发布的临时调整公告，均鼓励用户与电厂直接交易，排斥售电公司代理。主要体现在以下几个方面：

一是市场容量小，电厂及用户数量不足，可交易电量总量少。大量无电厂、大用户背景的独立售电公司进入平台，却不存在相应的中小用电户这样的需要服务的群体。

二是长协用户的用电需求大于电厂可供电量。上半年长协交易书面供需比为0.83，供小于求，造成电厂选择性交易，用户基本没有议价资格。

三是交易规则对电量偏差考核十分宽松。只按年考核5%以下的负偏差0.01元/千瓦时)，用户几乎无压力。

四是对售电公司参加交易设定程序性障碍。如：售电公司与用户交易，要求与供电公司签三方协议，客户长协自主交易后，月度交易不许委托售电公司等。

可以看出河北南网电改交易实际释放红利有限，其原因除了宏观层面电力供需关系比较平衡以外，与河北发改委严格控制进入市场的电厂及电力用户数量及属性有关。低水平供需比(上半年长协电量供需比0.83)、基本不进行偏差考核等主要特征，造成了电厂惜售、交易价格平稳，除了收获几个交易数据，河北南网电力市场波澜不惊。电力体制改革路还很长，需要期待的还很多。

没有发电厂或用电大户背景的独立业务售电公司在电力市场中生存，需要规则给予一定的用户资源或对购电方采用较为严格的电量偏差考核制度，使专业的售电公司有发挥其优势的空间，获得存在的意义，以此保持市场的活跃度，使市场在资源配置中发挥主导作用。

如《重庆售电侧市场指引手册》规定：“年用电量300-500万千瓦时的用户需委托具备准入资格的售电公司“打捆”参与直接交易”;《陕西省售电侧改革试点实施细则(暂行)》规定：300-1000万用户只能让售电公司代理进入市场;《江苏电力中长期交易规则(试行)》规定：对用户进行正负偏差3%以上电量按照电价的10%进行考核。《河北南部电网电力直接交易规则(试行)》没有类似的规定。

故目前河北南网现状是市场化交易机制尚没完全建立、交易平台的独立性亟待改进、社会资本售电公司进入市场困难较大，故形成了交易价格基本透明、售电公司被电厂无视、吸引不到客户、几乎无法开展业务的现状。6月份仅有9家售电公司有13笔交易。

5、市场发展方向预判

目前河北南网电力交易市场还不具备多元资本参与竞争的市场特征，从交易规则、市场主体、交易机构、交易电量等各方面都有完善的空间。电力体制改革与电力市场供需平衡并不冲突，中发(2015)9号文提出“通过改革建立健全电力行业有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效的市场体制”和“按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立，规范运行;”以及“努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，坚持市场化改革。区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局”的要求需要通过不断的改革来实现。

在电力改革的整体进度上看河北南网进度不算慢，但是由政府主导的电力用户与电厂直接交易的特征十分明显，尤其是在“对向社会资本开放配售业务”方面政策准备不足。目前交易电价透明、偏差考核宽松，专业售电公司无博弈空间、可能交易的资源稀少。目前国网供电区域内的重庆、陕西、江苏、河南、河北北网交易正在启动，基本形成了较为全面的交易规则，前车可鉴，期望年底前河北南网的规则能有所调整，在市场电厂、用电户扩容等方面有所突破，期待在2018年加强版的交易规则正式出台，使河北南网电力市场步入市场的轨道。

6、现阶段售电公司如何开展业务的思考

与具备发电厂及大用户背景的售电公司不同，即使市场规则十分完备，独立的售电公司在电量交易业务中也难占领主动地位。广东电力市场电量交易大户是有发电背景的售电公司，在河北南网电力市场中，河钢集团旗下的售电公司交易电量也占比较高。作为独立售电公司不具备发电或用电的资源，要在电量交易这个领域获利空间有限。所以独立的售电公司要发展生存有以下几个发展方向，并形成四种类型的售电公司：

第一种类型：是根据所依托的行业打组合拳，有能源供应背景的要争取做用户的综合能源服务商，例如有燃气供应背景的公司要通过开展泛能业务把电、气、冷的供应及服务统筹管理，做用户的能源保姆，为用户用能提供全方位的能源服务。

第二种类型：是积极开拓增量配网市场，做专业园区的电力供应及服务商。

第三种类型：河北南网受京津冀环保压力影响，大规模新上火电机组难度很大，近3、5年新投的机组有限，供需紧张平衡的局面不会短期改变，如有志在电力交易业务中做大做强，须考虑与电厂或其售电公司进行合作。

第四种类型：是专注做中小用户代理，在电力交易、电费电价、电量预测上下功夫，通过代理中小用户交易、规避考核风险获得利润。

在售电公司业务发展方向方面，第一、第二类售电公司以用能服务为基础业务、以电量交易为辅助业务的能源行业服务类公司，其利润主要来源为技术服务，公司应具备电气类承(装、修、试)资质，第一类公司核心竞争力来至公司的电气运行及修试技术水平的高低，经营风险主要来自由于技术管理失误造成对用户中断供电风险。对于第二类售电公司主要是获得增量市场许可，需要与政府管控部门进行前期公关以及对用户接入电网数量及用电品质的预测能力，同时需要先期投入配网建设资金。

第三、四类售电公司属于专注于电量交易的数据服务类公司。随着电力市场交易规则的完善，电力交易的单位利润空间会变窄，需要缴纳交易保证金、承担电量偏差的考核风险，公司的利润主要靠交易额的大小和对合同电量的准确预测。就河北电力市场目前规则，要获得较多电量需要电厂的支持，所以与电厂或电厂的售电公司达成某种形式的合作是能获得电量的可靠途径。第四类售电公司则要等待市场对中小用户开放后才能开展业务。

售电市场风险较大，随着市场的完善，交易保证金、偏差考核风险给开展业务带来的资金压力及风险都会逐步增大，故有志在电力市场获利的企业要根据自身的特点，尽快自我定位，确定公司核心业务方向，在获得相应资质及人才培养方面有所侧重。在市场发展完善的同时完成自我修炼，采用各种方式，尽可能扩大公司在市场中的影响，在众多的售电公司中凸显出来，让目前的客户及潜在的市场成员了解自己，保持与市场同步略超前的发展节奏，确保能及时抓住市场释放的机会，步入快速发展的轨道。