用电高峰偏差难控 售电侧多举措化险

随着夏季用电需求激增,国内部分省份出现短期电力供应紧张,而售电公司也不同程度地绷紧了偏差考核这根弦。

电改下的售电公司盈利模式分析

记者近日在采访中了解到,虽然有些地区已经调整了偏差考核的空间,但偏差考核的把控仍然是售电公司的难点。华北电力大学教授王鹏在接受记者采访时表示,偏差考核制度合理而必要,售电公司想要规避偏差风险,可采用“分担机制”、“电量互保协议机制”,而且需要多方面的努力。

2017年6月12日

截至记者发稿,全国共有京津唐地区、辽宁、河北等12个省市地区实行5%的偏差考核;湖南、湖北、四川等11个省市实行3%以内免考核;广东和山西实行偏差在±2%内免考核。值得注意的是,还有一些地区专门实行了夏季偏差考核的特殊制度,例如上海考虑到7月至9月为用电高峰,偏差考核调整至±4%,但其他时间为±2%,因此最终偏差考核量确定在±4%—±2%。

毋庸置疑,本轮电力市场化改革、售电侧改革及配网改革给售电公司带来了广阔的前景和发展机遇,2016年电力交易市场近3万亿元的规模,令众多公司跃跃欲试分享这块巨大的蛋糕。虽说售电公司前途是光明的,但道路却是曲折的。所以,成立售电公司必须搞清楚盈利模式。 按照资源类划分,售电公司可以分为:电网资产型售电公司、电厂窗口型售电公司、用户窗口型售电公司、皮包型售电公司。 按照电改方案,售电主体可以采取多种方式通过电力市场购电,包括向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等。鼓励售电主体创新服务,向用户提供包括合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。 一般来说,售电公司可以用赚取差价和增值服务两种形式来获取利润。赚取差价电力市场交易的批发 这种方式适用于具备雄厚的资金及拥有渠道的售电公司,优点是能够快进快出、获利丰厚;缺点是风险很大,稍有差池,就会带来巨大损失。 对于实力雄厚的售电公司来说,这种模式是比较适合的。一方面具备供电侧资源,可以拿到低价电量;另一方面拥有大客户资源,直接赚取大客户价差,获取厚利;还有一种是从供电侧拿到电量后,批发给其他中小零售售电公司,进行合同电量转让交易。 此类公司的重点在购电侧、交易侧和批发侧或大客户侧,特点是资金雄厚、人才齐备、公关得力。电力市场交易的零售 在电力市场上,有一种中小型客户群体的存在。电力市场交易的零售的特点是交易灵活,选择余地大。可以不限于资金和业务实力,只进行用户侧售电业务或同行电量调剂业务。具备灵活的展业能力和终端签约能力。 其中价格是主要变动因素,这需要价格策略和反应及时,比如:差价比例分成、固定价差、固定价差加差价分成、集量价差调整(注:集量价差调整:分成比例根据总量或总价变化呈变动状态,即阶梯式分成比例调整,满足客户最大量和最大节减成本心里)等;其次是服务,也就是客户的满意度,包括专业能力、处事能力、及时跟进、促销搭赠、积分累计等等。批发兼零售 体量大的售电公司可以一揽子全包,实行产供销一条龙。好处是一个声音,一个团队,执行力强。缺点是,在当前售电形式下,两头都抓好比较难。售电领域的批发零售说起来容易,做起来难。客户的抓取和交易中心的成单都极具不易和风险。 对于偏向客户的售电公司来说,粘性是最核心的竞争要素。微电网 所谓微电网,是一种由负荷和微型电源共同组成系统,它可同时提供电能和热量;微电网内部的电源主要由电力电子器件负责能量的转换,并提供必需的控制;微电网相对于外部大电网表现为单一的受控单元,并同时满足用户对电能质量和供电安全等要求。具备自发自用的特点。分为并网型和独立型两种,可实现自我控制和自治管理。其中,并网型微电网既可以与外部电网并网运行,也可以离网独立运行。 前不久,国家发改委、能源局公布第一批28个新能源微电网示范项目名单,文件中特别提出:新能源微电网可以作为独立的购售电主体,与配电网内部的电力用户或微电网外新能源发电项目直接进行电力交易。微电网内部的交易电量配网费由双方协商确定,对微电网与用户和发电企业的直接电力交易,若使用电网企业设施,则由微电网电压等级对应的输配电价;若当地输配电价尚未核定,可暂按电网企业购销价差模式执行。当新能源微电网与外部用户和发电企业的电力交易无法满足电量平衡需要时,其与当地电网公司开展电力购销业务,购电价格按当地燃煤机组标杆上网电价加微电网接入主电网电压等级对应的输配电价,售电价格按当地燃煤机组标杆上网电价。有资质的售电公司不妨试水。碳交易 碳交易是为促进全球温室气体减排,减少全球二氧化碳排放所采用的市场机制。把市场机制作为解决二氧化碳为代表的温室气体减排问题的新路径,即把二氧化碳排放权作为一种商品,从而形成了二氧化碳排放权的交易,简称碳交易。包括:二氧化碳,二氧化硫、氮氧化物、甲烷、PM2.5等大气污染物。 据资料显示,全国统一碳市场有望今年7月正式启动,以帮助实现碳排放在2030年左右达到峰值的目标。 增值服务合同能源管理 通过合同能源管理的方式为客户做一个能源的综合策划,包括为客户搞一些节能,通过节能来投入合同能源管理这种方式就可以实现对用户的长期的锁定,通过能源合同管理,可以做一些分布式能源,直到客户粘性会很高,另外还有节能信息化等服务,储能站、多能互补等等一些新的业态。综合节能 像综合节能和用电咨询等服务,或者选择以利益分享和风险共担机制,这些服务可能是赚钱的,也可能是不赚钱的。但目的是满足客户的需求,以此增加客户的黏度和用户进行深度合作。用户用电设备的代维 对于用户用电设备的代维这一块,市场是客观存在的且有大量用户需求的,也是可以赚点小钱的。 另外,售电公司在市场交易中还有相当重要的问题需要提起注意:转移偏差考核风险。 对于售电公司来说,最头疼的一件事莫过于偏差考核,可以说,偏差考核是一把双刃剑,运用的好,它能帮你斩杀绝大部分同行,一马当先。把控不好,它将使你损失惨重,黯然退场。 售电公司如何将偏差考核降到最小,使自己的利益最大化?从各地规则规定来看,用户侧偏差电量是指“用户侧实际用电量”与“合同电量”的偏差。与用户侧签订《售电合同》时,增加责任承担条款,约定如果因为用户呈报电量与实际使用出现偏差考核时,由用户承担考核风险;增加用户的责任心和风险意识,用户自然会精心准备,仔细考量,慎重呈报。 与电网企业或调度机构签订《用电过网合同》时,明确责任界限。 与企业用户共同研究、共同报量,出现偏差量共同承担考核。 电力用户之间、售电公司之间签订电量互保协议,一方因特殊原因无法改变合同电量时,经电力调度机构安全校核后,由另一方代用部分或全部电量,在事后补充转让交易合同并报电力交易机构。来源:北极星售电网

接受记者采访的几家售电公司一致认为,偏差考核机制施行以来,售电公司“头疼不已”。

北京一家售电公司的负责人告诉记者,偏差难以把控,影响因素众多,稍不注意就会把“跑”来的电量付之东流。有的售电公司甚至因为承受不了严苛的偏差考核制度而退市。“偏差是最难把握的,只能跟用户去做沟通。售电公司其实很被动,企业用电可能忽高忽低。同时,像政策、环保等问题也会造成减产停产,把控不好确实就容易出问题。”

该责人表示,电力负荷预测非常复杂,想要把控好负荷预测,绝非易事,其分散性、随机性等特点都造成了偏差把控的复杂。“像机器运行稳定性、气候变化、突发意外等等,繁杂而微小的因素都会给偏差把控带来困难。”

对于偏差考核制度的存在,王鹏认为,这一制度应该存在且十分必要。“偏差考核制度本身就是电力交易中一项十分重要的内容。电力系统的运行特点决定了一份双边合同的违约,可能引发其他市场主体的被动操作,电量偏差小,电力调度交易机构可以利用提前准备的资源应对,但如果偏差大,系统成本就很高,所以制度是有必要存在的。”

另有电力行业分析人士向记者表示,偏差考核的存在是既定前提,对售电公司而言,只能通过各种方法尽量减少偏差把控的风险。

记者了解到,售电公司目前可以采用一些合作机制来降低偏差考核风险,需如售电公司与电力用户之间建立分担机制来共同分担偏差考核风险的方式,或者采用电力用户全额承担偏差考核而售电公司“零利润”供电这种风险转嫁方式。

除此之外,据业内人士介绍,签订电力互保协议也是有效的方式。如云南、江苏省等已经引入售电公司之间签订“电量互保”协议的机制,如果其中一方因特殊原因无法履行合同电量时,经电力调度机构安全校核通过后,可由协议另一方代用部分或全部电量,这种形成“售电联盟”的方式可使售电公司规避掉单独承受电量偏差的风险。

对于售电公司难以把控偏差的问题,王鹏称,实际交易中偏差考核机制的具体实施确实很复杂,想要严格把控偏差,就需要售电公司和政府、市场等多方面的共同培育。

“具体到某个省,或者某个售电公司的实务操作上,其实很复杂。一方面售电公司需要认真研究规则,深入了解用户具体的用电特性,对风险和收益要有理性评估,不能因为抢市场而对用户的所有诉求都大包大揽。”王鹏表示,“另一方面,政府部门要通过对售电公司的培训和风险警示、偏差尺度的进一步优化,以及发生偏差的救济措施等努力培育市场。但是,市场管理委员会商定的规则,还是要严肃,不能罚酒三杯、不疼不痒。如果大多数售电公司有意见,也可以申请研究和调整规则。”

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