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综述评论 李司陶 2017-10-10 15:12
中国电工网讯:
    以2015年“九号文”发布为起点,新一轮电力市场化改革已经走过了近两年半的历程。这两年半中,发输配售各个环节已经有了很多突破。人们在为电改不断前进喝彩的同时,也在思考如何参与进来分享改革红利。
 
    目前,电改最受关注的三个“前沿阵地”是电力现货市场、增量配网和售电公司——“无现货不市场”的口号提示着现货市场的重要性;有着“老虎嘴里抢食”色彩的增量配网,其意义毋庸置疑;售电公司作为本轮电改催生的新鲜物种,其生存状况和进化路径也非常值得关注。
 
 
 
 
    (增量配网、现货市场、售电公司三者关系图)
 
    我们试图将这三个概念打通,通过阐述他们之间的关系,来进一步验证他们对于一个良好电力市场的重要性,并尝试描绘出更立体的未来图景,使其中的商业机会更清晰的呈现。
 
    当下司的要主盈利模式是吃差价”。即从中长期双边电
 
    一.售电公司与现货市场:主角与舞台
 
    当下我国售电公司的主要盈利模式是“吃差价”。即从中长期双边电力市场,或者直接从发电厂处,购得价格较低的电量,再向用户以高价转售。在市场刚刚放开的时期,售电公司通过这种模式盈利丰厚,但是随着煤价等多方面情况发生变化,很多售电企业已无利润可言,甚至要亏损了。
 
    做生意“低买高卖”本无可厚非。现阶段售电公司“低买”主要靠中长期市场上的博弈技术,或者对发电厂商的谈判能力;“高卖”主要靠对客户的直接营销能力(比如打广告或拉关系)。然而如果与国外同行对比,会发现当下我国的售电公司经营方式似乎不需要对电力系统本身有什么深刻把握,仅偏差考核要求售电公司对于用户的用电规律有一定了解。
 
 
    (广东月度竞价成交价差收窄,售电公司利润减小)
 
    一个很重要的差异来源,在于我国尚未开放电力现货市场。实际上,现货市场才是更符合电能物理特性(不可储存,且要求供需实时平衡)的定价机制。在英美等电力市场较为成熟的国家,电力现货市场交易的电量占到全部电量的20%以上(有些市场甚至达到80%以上),而且从已有的经验来看电力现货市场的波动往往非常剧烈,也就是说很大一部分部分电量的“进价”不到“实时”都无法确定。
 
 
 
    (澳大利亚国家电力市场季度现货价格)
 
    在这种情况下,至少对售电这个业务而言,售电公司要想继续实现“低买高卖”就比较困难了。如果想继续实现低买,就必须对多个时间尺度上的电力供需、输电阻塞情况,以及天气等影响供需的外部因素有精准的判断。如果希望在有竞争力的情况下尽可能的实现高卖,就必须更好的摸清甚至引导客户的用电行为(例如通过分时电价,使其对动态变化的电价做出反应),结合现货市场的价格波动来制定出有吸引力的套餐。甚至需要引入天气保险等金融衍生品,来消除风险、保障利润。
 
 
 
    (澳洲调峰电厂常常采用的单向差价合同)
 
    可以说,相对于目前国内仅有的中长期市场,现货市场才是未来售电公司“体现水平”和“决定成败”的主要战场。
 
    对于双边现货市场来说,售电公司是需求侧极为重要的参与者。市场存在的意义是通过价格信号来指导资源的分配,价格的剧烈波动是这一过程的副产品(暂不考虑恶意操纵);而由于电力商品的特殊性,电力消费者往往不知道自己到底怎么做来优化电费支出总量,或者规避电价大幅波动的风险。这时,售电公司作为消费者“管家”,和消费者与波动的市场间“屏障”的作用,就凸显出来了。
 
    二.售电公司与增量配网:配售一体,相得益彰
 
    “配售一体,相得益彰”是一个已经被充分论述,并且广为接受的观点。
 
    从售电公司的角度来讲,成为“第二类售电公司”(即社会资本投资增量配电网,拥有配电网运营权的售电公司)最直接的好处,就是对客户资源进行跑马圈地。在无歧视开放的政策要求完全落地之前,配网覆盖范围即客户;即使在无歧视政策落地以后,配网范围内的保底服务是由配网运营方承担,并且用户对原来售电服务实际提供者的粘性也会非常大。
 
 
 
    (成为第二类售电公司可以对客户资源进行跑马圈地)
 
    从用户的角度来说,不少售电领域实践者发现拥有配电网的售电企业更能获得用户们的信任:绝大多数电力行业之外的用户对于售电业务只有非常朴素的认识,认为只有“电厂当后台”或者“配网撑门面”的售电公司才是可靠的。
 
    配电网资产为售电公司带来的不仅仅是上述直接的好处,更重要的在于打开想象力空间。
 
    《关于推进售电侧改革的实施意见》中提到,鼓励售电公司“整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术,促进电力生产者和消费者互动,向用户提供智能综合能源服务,提高服务质量和水平”。而实际上在国外已经成熟的电力市场,智能综合能源服务等增值服务才是售电公司的主要业务,而不是当前国内的“吃差价”。
 
 
    我们不难发现,很多这些“创新点”或者“增值服务”不少需要以硬件为基础。那么接下来的问题就是,售电公司如何获得提供这些增值服务的必要的硬件条件?增量配网当然是一个很好的着力点。虽然有“无歧视开放”的宏观要求,但是显然配网建设的主导者在配网硬件的利用上应该会有更多的主动权。而且根据《有序放开配电网业务管理办法》,增量配网运营者本身也有权利向用户有偿提供“多种能源优化组合方案,提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务”。
 
    三.增量配网与现货市场:从“通道”到“赋能者”
 
    增量配网的商业模式不仅仅是“提供配电服务”,增量配网和现货市场之间也并非没有联系。这种联系至少可以通过另一个热点概念“微电网”构建起来。
 
    微电网和增量配网其实不在同一个维度。《微电网管理办法》(征求意见稿,下同)中指出:“微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统(必要时含储能装置)。”也就是说,微电网的定性是【系统】。而《有序放开配电网业务管理办法》中对于增量配网的定义是【电网】,同时也明确配网运营者“负责配电网络的调度、运行、维护和故障消除。”
 
 
 
    一个简单的推理:电网是电力系统的重要部分,因此如果我们要搭建一个“增量系统”,则不可避免的需要“增量配网”。《微电网管理办法》(征求意见稿,下同)中指出:“省级能源管理部门应会同有关部门,将微电网项目纳入地区配电网规划,组织完善配电网结构,加快推进配电网智能化,为微电网发展提供保障”、“支持微电网项目运营主体获得供电资质,依法取得电力业务许可证(供电类),开展配售电业务,并承担微电网内的保底供电服务。”
 
    可以预判:一个“增量配网”的资格,将是构建一个微电网的必要条件。这极大地为“增量配网”扩展了舞台,使其与现货市场等其他概念能够发生密切联系。
 
    《微电网管理办法》指出,“自治”应是微电网的基本特征:“微电网内部基本实现电力供需自平衡。并网型微电网与外部电网的年交换电量一般不超过年用电量的50%”。由于微电网内部已经进行了一次发用平衡,微电网对外界电能和辅助服务的需要应该相对较少。
 
    也正因为如此,在上一级的调度或交易机构看来,微电网是一个已经“打包”好的等效节点(或市场参与者),它一定程度上承接了上级调度机构权力和责任的下放。从而交易或调度可以少面对若干个仅能输入或仅能输出的刚性节点,而面对一个具备对价格做出良性反应能力的弹性节点(即使没有储能,微电网的调度者也可通过比较自己发电和电网购入电力的边际成本做出调整,而市场上的边际价格本身就含有引导供需的信息)。这在减轻上级机构工作压力的同时,预计能对整体调度工作的效率产生优化。
 
    实际上德国的平衡结算单元制度就使用了这种思路:平衡结算单元的负责者(由参与该单元的发电或售电商担任)要平衡发用电计划,只向电网公司购买调频调峰服务来满足实际运行中的不平衡量。
 
    从微电网运营者的角度来说,他们在现货市场上将处于非常主动的地位,因为他们可以在负荷、电源甚至套利者(通过储能)的角色间灵活切换。
 
 
 
    而“微电网”这一系统的形成,本质是增量配网将电源和用户的有机连接和调度。当若干电源和用户以这种整合的形式参与现货市场时,既减少了现货市场整体的复杂度(从而提高了效率和安全性),又使这些电源和用户能够有更优化的经济效益,因为他们参与现货市场时有更大的主动权。
 
    在这一过程中,增量配网大大超出了“电能通道”的角色,而升华成使1+1大于2的“赋能者”。
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