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電改五周年——售電求生

作者:李帥 來源:能源雜志 發布時間:2020-04-19 瀏覽:
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中國儲能網訊:電改五年間,售電從暴利走向微利,從混亂走向理性。而隨著電改的不斷推進,在經營性電力用戶發用電計劃全面放開、增量配網試點不斷推進和電力現貨不斷提速的新契機下,售電又會迎來怎樣的沉浮呢?

文 | 李帥

“我們真正做售電業務是從2019年開始,九成以上的代理電量都來自集團公司用戶,如果沒有集團公司的支持,根本活不下去。”作為一家電力央企在內蒙古售電公司的負責人,在被問及售電業務盈利情況時,李明(化名)略顯地無奈對《能源》記者說道。

其實,李明早在四年多前的2016年便接觸到了售電,并在當年成立了售電公司,但是由于內蒙古地區真正開放售電市場非常晚,李明和他的售電公司一直處于觀望中,直到2019年才真正開展售電業務。

對于李明而言,可以說是是起了大早趕了晚集。早在2015年3月15日,中共中央國務院發布了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(即“9號文“),并在當年發布了六大配套文件,其中便包括售電側改革。

售電側改革初期的2016年,購售電之間價差一度達到0.12元/千瓦時,“暴利”成為售電的代名詞。金錢刺激下,售電公司如雨后春筍般冒了出來,國家電網經營范圍內一年之間便成立了4495家售電公司。李明的售電公司也在此時成立。

但是隨著售電公司不斷增多,價差不斷縮小,售電公司暴利不再,通過工商注冊的上萬家售電公司中真正參與過交易的比重不足1%。與此同時,售電公司退市的消息也屢屢見諸報端。

2020年是“9號文”實行以來的第五個年頭,售電側改革在經過了五年的沉浮之后,數以萬計的售電公司行業兩極分化態勢愈發明顯。

一方面,僅依靠購售電價差盈利的皮包型售電公司陷入到前所未有的生存困境;另一方面,像李明這樣的擁有電源資源的售電公司,以及擁有電網和用戶資源的售電公司,則在購售電之外的綜合能源服務、節能減排等領域長袖善舞。

電改五年間,售電從暴利走向微利,從混亂走向理性。而隨著電改的不斷推進,在經營性電力用戶發用電計劃全面放開、增量配網試點不斷推進和電力現貨的不斷提速的新契機下,售電又會迎來怎樣的沉浮呢?

成敗價差

“目前公司在寧夏和內蒙古包頭有兩家售電公司,去年都代理了近10億千瓦時的電量,但是利潤都非常低,有價差的每度電可能有1厘錢或者兩厘錢,有些純粹沒有價差。與此同時,我們還要承擔偏差電量考核的風險。”一家主營電解鋁業務企業的售電公司相關負責人王正(化名)告訴《能源》記者。

相比巔峰時期的0.12元/千瓦時,如今的購售電差價已經降低到幾厘錢,很多地區甚至到了只賺吆喝的“零價差”階段。多家獨立第三方售電公司在接受《能源》雜志采訪時表示,如今依靠價差幾無生存空間,只有在華南的一些省份情況會好一些。

誠然,作為售電側改革的橋頭堡,以廣東省為例,高電價下的讓利空間巨大,在開啟了售電大潮的同時,也讓其他地區的售電公司羨慕不已。但是經過了數年時間的競爭,廣東省的高價差時代也早已遠去。

時間回到2015年11月28日,國家發改委、國家能源局批復同意重慶市、廣東省開展售電側改革試點,售電公司也第一次進入大眾視野。2015年最后一個月,重慶市和廣東省分別確定了3家和13家售電公司。

次年的3月至5月,廣東省進行了三次有售電公司參與的競價交易,最終成交價差分別-125厘/kWh、-148厘/kWh、-133厘/kWh。但由于用戶側對電價下調的敏感性和預期并不高,最終銷售給用戶電的電價僅下調了10~15厘/kWh,按照三個月135厘/kWh的平均價差計算,有120~125厘/kWh的讓利由售電公司獲得。

但是好景不長,在隨后四個月的競價交易中,最終成交價差不斷縮小,最后一次的9月競價最終成交價差僅有37厘/kWh,留給售電公司的價差也大幅下降到28厘/kWh。

經歷過2016年的試探之后,廣東售電公司迎來了最為賺錢的2017年。2017年全年,廣東售電公司凈獲利12.7億元,但平均價差則進一步下降到14.8厘/千瓦時。對于廣東省的售電公司而言,盡管在2017年感受到了售電暴利的漸行漸遠,卻沒料到更大的挑戰已經來臨。

“讓利不到1毛1就不要來投標!”由于在2016年年度雙邊協商交易過程中許多用戶簽訂的價格比較低,在2017年廣東年度雙邊協商交易一開始,在個別售電公司燒錢“圈電量”的推波助瀾下,廣東電力用戶提出了上述瘋狂的報價,1毛1的報價要求相比2016年64.5厘/千瓦時的讓利大增56.6%。

與此同時,價格戰下,發電企業給出的批發價格高于售電公司的代理零售價格,形成“批零倒掛”的局面,電廠、售電公司與用戶一時間僵持不下。

僵局最終的打破來自監管部門重拳整治,電廠與售電公司報價回歸理性,用戶也不再坐地起價。2017年11月9日,廣東電力交易中心公布的數據顯示,全市場已確認長協交易220項,成交電量達1001.79億千瓦時,最終的價差也定格在78.2厘/千瓦時。

根據《廣東電力市場2019年年度報告》,2019年廣東售電公司凈獲利11.3億元,平均價差達到5.8厘/千瓦時,相比2018年的3.9厘/千瓦時有所提升。

盡管高價差已不再,但是在5.8厘/千瓦時的價差下,廣東省134家參與結算售電公司中,共125家售電公司收益為正,虧損面僅為為6.7%,相比2018年20.3%的虧損面大幅收窄。

究其原因,一方面,相比全國其他地區只有一兩厘/千瓦時的價差,廣東省價差仍有利可圖;另一方面,2019年,廣東省售電公司的考核費用僅為0.4億元,相比2018年和2017年的1.7億元和3.51億元大幅下降。

如果說廣東省在5.8厘/千瓦時的價差下尚能實現“共同繁榮”的話,那么作為另一個購售電價差比較高的省份,四川省的售電公司則是旱澇不均的局面。

作為后來者,四川省在2017年8月才公布第一批通過公示的21家售電公司。從四川電力交易中心公布的2018年和2019年電力市場報告情況來看,售電公司購售電價差高于廣東省,分別為8.0厘/千瓦時和9.8厘/千瓦時。

但是,根據四川省2019年電力市場報告,四川省售電公司的盈利情況分化嚴重,一部分售電公司獲得了極高的價差,而多數售電公司并沒有達到平均水平。

報告顯示,截至2019年底,四川電力交易平臺共注冊售電公司227家,參與2019年市場交易的售電公司共84家,其中39個售電公司購售價差高于平均水平,27個售電公司超過年平均購售價差的1.5倍(0.0147元/千瓦時),最高為0.0850元/千瓦時;45個售電公司購售價差低于平均水平,最低為-0.0183元/千瓦時。

在業內人士看來,目前購售電價差仍然是售電公司的生命線,隨著價差的大幅縮水,僅依靠售電差價盈利的獨立售電公司或勉強維持,或直接退出市場。而作為擁有電廠資源或者用戶資源的售電公司,在售電側開放五年后,成為了“最終”的大玩家。

“剩”者的依仗

不同于無依無靠的獨立售電公司,手握電源和用電量的售電公司無疑在市場份額競爭中擁有更多的話語權。以發電企業售電公司為例,廣東省、四川省、陜西省、河南省均爆出過發電企業抱團控價的事件,不管最終以何種方式收場,發電企業的影響力都可見一斑。

2016年,售電側改革方興未艾之時,國家電投便在年中工作會議上中表示已組建20家售電公司。與此同時,包括中國華能、中國華電、華潤電力在內的各大電力央企在各省紛紛成立售電公司,搶灘售電市場。

截至目前,中國華能已經在全國共成立了30家售電公司;中國華電在全國21個區域組建售電公司或增加售電業務;華潤電力售電業務則覆蓋中國28個省、自治區和直轄市,并組建區域售電公司25家(截至2018年底)。

由于發電企業售電公司天然的優勢,其在各地方售電市場的占有率都十分可觀。以華潤電力為例,截至2018年底,旗下25家售電公司中,有19家售電公司的成交電量市場占有率在區域中排名前三。

為了避免發電企業售電公司過分壟斷售電市場,包括廣東省、廣西省、海南省、山東省、山西省等省份已經發布政策對發電企業售電公司的市場份額進行限制。

2018年7月,南方能源監管局便發布了《廣東、廣西、海南售電公司監管辦法(試行)》的通知,對于售電公司上限電量規定:同一投資主體(含關聯企業)絕對控股或相對控股的售電公司在同一市場的市場總份額不得超過20%。與此同時,增項開展售電業務的發電企業和發電企業投資成立的售電公司不得利用發電業務資源,干預用戶自由選擇權。

再以山東為例,2019年年度雙邊協商交易中,成交電量達到1281億千瓦時,其中發電企業售電公司獨占788億千瓦時,占比高達62%。此外,在售電公司代理電量前十名中,有8家屬于發電集團售電公司,其中華能山東電力熱力營銷有限公司以近277億千瓦時的電量占據頭名,市場份額高達21.6%。

在上述交易完成之后不久,山東能監辦、山東省市場監督管理局、山東省發改委在2019年4月聯合發布了關于修訂《山東省電力市場監管辦法(試行)》(下簡稱《辦法》)的通知,要求同一發電集團公司所屬發電企業參與市場的裝機容量不超過全部市場裝機容量的20%;具有關聯關系的售電企業代理的用戶年度用電量不超過全省全部市場電量的20%。

由于《辦法》頒布滯后于山東省2019年年度雙邊交易,因此規定具有關聯關系的售電公司代理用戶電量已超過《辦法》規定份額的,本年度不能再代理簽訂新用戶。

在有了市場份額的限制之后,發電企業售電公司在自身電源“依仗”之外不可避免的會面臨和獨立售電公司一樣的困境:走向市場化之后能給發電側和用戶側帶來什么價值呢?

李明告訴記者:“我們現在非常的困惑,作為一個發電企業售電公司,在代理集團內部發電企業和自己用戶的電量之外,我們在市場上有什么價值?現在不論是大用戶還是中小用戶,都允許進入市場,在市場化的環境下,售電公司必須要找到能帶給發電企業和用戶的收益點。”

《能源》記者了解到,李明所在的內蒙古地區售電市場競爭依然非常激烈,售電公司能夠分得的價差在一厘多/千瓦時的水平,甚至有很多達不到一厘/千瓦時。

李明認為,國內售電側改革鋪開之后,應該把配套的增量配電網做起來,但是現在全國各地增量配電網試點項目進展緩慢。如果沒有增量配電網的加持,售電公司實際上意義不大。

不僅僅是李明,作為擁有用戶電量資源的售電公司,王正的售電公司也參與到了內蒙古的一個增量配電試點網項目中,但目前的進展并不理想。

與售電側改革一樣,增量配電網改革也起始于2015年“9號文”掀起的電改浪潮。從電改的角度而言,增量配電網避開了存量電力市場的利益糾葛,被視為新一輪電改的精髓;從售電側改革的角度而言,增量配電網是售電公司開展配電、電力銷售和增值服務的關鍵抓手。

但是,從已有的項目案例來看,售電公司與增量配電網的結合似乎并不順暢。

折戟增量配電網

在2015年底下發的《關于推進售電側改革的實施意見》中,售電公司被分為三類:第一類是電網企業的售電公司;第二類是社會資本投資增量配電網,擁有配電網運營權的售電公司;第三類則是獨立的售電公司,不擁有配電網運營權,不承擔保底供電服務。

但是,隨著售電側改革的不斷推進,售電行業被“暴利”、“零價差”、“增值服務”等字眼所覆蓋,觸“網”的售電公司幾乎銷聲匿跡。但是增量配電網似乎是個例外,自誕生以來頻頻被提起和議論。

2016年12月1日,國家發改委、國家能源局發布《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》,確定了第一批105個(后續增加1個)增量配電業務改革試點項目。隨后的三年時間,國家發改委以幾乎每年一批的節奏陸續公布了三批試點。

盡管試點項目越來越多,但是實際推進卻不盡如人意。2018年,在國家發改委、國家能源局對14省(市、區)增量配電改革的督導調研中,增量配電網試點項目進展緩慢的問題凸顯出來。

阻力主要來源于兩方面:一方面,一些地方相關責任部門改革推進不力,試點項目進展總體緩慢;另一方面,一些電網企業或干預招標,或強制要求控股,阻礙社會資本進入,在供電區域劃分、接入系統等環節設置障礙,導致部分項目遲遲難以落地。

據《能源》記者了解,王正參與的增量配電網試點項目在內蒙古包頭,至今還沒有拿到電力業務許可證,正卡在涉及電網的供電區域劃分階段。

王正認為,增量配電網需要大量的投資,必須有大量的客戶依托。目前來看,我們的增量配電網項目的客戶還不是特別明確,尤其是包頭市的招商引資,現在還沒有一個確切的招商引資清單,因此我們很難作出最終的投資決策。

在吉林,張文(化名)所參與的增量配電網試點屬于2016年的第一批項目,目前已經完成了供電區域的劃分,并于2019年獲得了電力業務許可證,但是基本電費、過網費都還沒有確定下來。

“目前增量配電網業務還無法開展,但為了維持公司的正常運行,所以我們現在正在利用手中的配網資產開展節能服務、合同能源管理方面的業務。”張文告訴《能源》記者。

截至2019年初,根據政策要求,原則上應于2019年6月底建成投運的第一批106個申報試點項目中,北京、天津、浙江、四川、寧夏等地區仍有12個項目未確定業主,內蒙古、吉林、黑龍江等地區仍有23個項目未劃定供電區域,其中涉及的11個項目已申請退出。對于第二批、第三批試點項目,半數試點完成規劃編制、業主確定等前期準備工作,但是取得電力業務許可證的試點尚不足20%,建成投運的增量配電項目(不含存量轉試點項目)僅有5個,其余大部分項目陷入半停滯狀態。

從盈利邏輯上來看,不管增量配電網能否成行,售電公司最根本的目的還是為了尋求客戶,在大用戶直接入場參與游戲之后,售電公司的出路更多地指向了中小用戶。

新契機or新挑戰

2019年以來,隨著電改的進一步深入,售電公司也將迎來新的發展契機和挑戰。一方面經營性電力用戶發用電計劃逐漸放開,中小用戶得以進入市場,對于售電公司而而言無疑是一大利好;另一方面,2019年以來電力現貨試點建設節奏加快,對于技術型的售電公司需求逐漸增加。

經營性電力用戶發用電計劃方面。2019年6月22日,國家發改委印發《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》,提出經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開。此外,文件還提出要支持中小用戶參與市場化交易,參與市場化交易主要形式包括直接參與、由售電公司代理參與、其他各地根據實際情況研究明確的市場化方式等。

無獨有偶,早在一月前國家多部委聯合發布的《關于做好2019年降成本重點工作的通知》中,也提出深化電力市場化改革,放開所有經營性行業發用電計劃,鼓勵售電公司代理中小用戶參與電力市場化交易,鼓勵清潔能源參與交易。

北京融和晟源售電有限公司高級經理趙曉東認為,對于中小型電力用戶而言,特別是年用電量在500萬千瓦時以下的電力用戶,參與市場獲得的收益并不多,并且因為需要履行相關的準入手續而沒有什么動力。但是隨著市場化比重的逐漸加大,經營性電力用戶通過市場化交易形成用電價格將是一個顯著的趨勢,而售電公司一個重要作用便是整合這些中小型用戶,將零售側市場和批發側市場連接起來。

2020年1月,山東省發改委等多部門聯合發布了《關于做好我省全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》,文件內容與國家發改委所發文件基本一致。此外,山東省還計劃在三年內放開符合條件的經營性電力用戶。2020年底前優先放開年電量400萬千瓦時以上(單個用電地址)電力用戶,2021年底前放開全部符合條件的高壓經營性電力用戶,2022年底前放開全部符合條件的低壓經營性電力用戶。

事實上,在山東省之前,包括河北南網、陜西、新疆、遼寧、吉林等省份均已下發全面放開經營性電力用戶發用電計劃的相關文件。

“目前,陜西電力市場的用戶有幾千戶,但隨著經營性電力用戶發用電計劃的全部放開,用戶數量將可增加至20萬戶以上。”國網陜西省電力公司董事長、黨委書記梁旭曾表示。

電力現貨市場方面。2017年8月28日,國家發展改革委、國家能源局聯合下發了《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》,共確定了南方(以廣東起步)、蒙西、浙江等8個地區作為第一批試點。

2019年以來,電力現貨試點建設不斷提速,八大試點均完成了結算試運行。進入2020年,作為電力現貨排頭兵的南方(以廣東起步)試點,已經開展了三輪全月結算試運行的公開測試。與此同時,甘肅電力調度中心也發布了《關于開展甘肅電力現貨市場整月結算試運行的通知》,定于4月1日起開始現貨市場完整月結算試運行。

在現有的電力市場中,電力交易品種主要以中長期為主,交易標的相對單一,且對偏差考核的要求相對較低,對于售電公司的技術要求較低。而隨著電力現貨市場的臨近,對售電公司提出了更高的要求,售電公司需要具備在負荷預測、網架結構、報價策略等方面更為專業的能力。

關鍵字:電力市場

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