增量配电网环境下的售电公司发展及前景综述

高 磊， 孙伟卿

(上海理工大学 光电信息与计算机工程学院，上海 200093)

0 引言

2002年，我国进行了第一轮电力体制改革，完成了厂网分离；在2009年，由两大电网公司剥离的辅业与4家中央电力设计施工企业重组形成的我国电力建设集团有限公司、我国能源建设集团有限公司成立，标志着我国历时多年的电力体制改革迈出电网主辅分离的重要一步。在2016年和2017年，发改委和能源局确定了我国总计195个增量配电网试点，并积极筹备第三批增量配电网试点，此举标志着我国已经开始积极探索输配分开的道路。

增量配电网这一概念在2015年《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(中发〔2015〕9号)》(以下简称“电改九号文”)中首次提出，其目的之一是鼓励社会资本投资配电业务，其二是引入区域范围内的配电网试点，探讨如何更好地还原电力的商品属性。增量配电网的建设应按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务[1]。随后，在《有序放开配电业务管理办法》中，明确了增量配电网的建设性质、增量配电网项目管理、运营条件以及应履行的权利与义务[2]。增量配电网试点要求各地要具体甄别增量配电网，坚持公平开放参与增量配电网建设竞争，对配电网建设完成后的运营以及权责也提出了相应的要求[3]。一系列关于增量配电网的文件以及试点项目的公布，标志着电改的进一步加速。

电改九号文、《有序放开配电业务管理办法》以及《规范开展增量配电业务改革试点的通知》，都提出鼓励和引导社会资本参与增量配电网建设。文献[4]分析了在政府提倡PPP(Public-Private Partnership)模式下，PPP模式在增量配电网中的建设发展以及前景的展望。配套文件都充分符合了九号文件“管住中间，放开两头”的精神，在配电网建设环节引入社会资本，这样做有利于减轻政府的财政负担和激发社会资本的活力；而在售电侧引入竞争则是为了充分利用市场机制“无形的手”去保证电力交易公平合理的进行，在必要时才利用国家政策手段进行保护。

1 增量配电网的经营特性

我国电力行业以往的发输配售垂直一体化运营模式，属于行业垄断，虽然能产生规模经济，但分担到居民用户的用电价格较贵，不符合市场化资源配置原则。文献[5]利用生产规律和自然垄断的特点，得出发输配售中，输配电环节有较强的自然垄断性，而发售电环节可放开让用参与竞争。而增量配电网做的就是先拿部分试点来验证在配电环节的开放性。因为增量配电网是基于传统配电网之上的关于社会资本建设配电网的创新之举，打破了长久以来电网企业对输配电网的垄断，所以充分地体现了“管住中间，放开两头”的精神，把“头”的范围由售电侧扩大到配电侧，既符合国家政策指导中的输配分开，也符合配电网随着时代的进步需要改造升级。

增量配电网是立足于国家政策探索关于电力体制改革的试行新例，和传统配电网有较大区别,见表1。首先从用户类型上来说，增量配电网的试点对象都是园区类或工矿类电力大用户，选择园区类和工矿类作为试点对象的原因是他们是电力大用户，无论从管理还是结算方面都容易操作，并且在一个试点范围内更容易模拟一个区域型的电力使用情况，得到的模式和经验有助于更广泛的推广。其次，试点范围遍布全国各地，有利于探索不同地区情况下电力改革的出路。最后，增量配电网是为了解决长久以来交叉补贴等政策导致工业用电价格较高，消除高用电价格对工商业生产创新的压力，是探索还原电力商品属性的一次重要实验。文献[6]通过研究对居民销售电价扭曲程度和补贴目标群体受益指数发现当前的交叉补贴并不合理，需要更合理的补贴方式让工商业、居民和电力企业均获益。

表1 增量配电网和传统配电网的主要区别

2 售电公司的市场定位和功能价值

2.1 市场定位

新形势下，我国的新能源微电网试点、多能互补试点、“互联网+”智慧能源试点都是以电力放开为切入点，探索能源技术和信息技术深度融合的新一代能源生产供应体系。文献[7]集中讨论了在新电改情形下售电公司的组建内涵，阐述了售电公司应充分借鉴外国的经验开展相关业务和在未来要面临的技术性难题。文献[8]深入总结国外售电侧市场放开产生的经验及启示，提出了立法先行、试点先行、防垄断措施等一系列有助于我国售电侧改革的观点。随着市场机制和价格机制的不断完善，电力销售将进入完全零售竞争模式，该种模式下，实现了发、输、配、用完全分开的局面。该模式允许用户自由选择供电公司，供电公司不再进行垄断专营。民间资本可以成立电力服务机构，它们不一定拥有配电网，但这些机构可以通过输电权的买卖实现经营电力趸售或零售。供电公司或电力服务机构，没有固定的服务区域和服务对象，相互之间争夺用户[9]。这种模式要求输电网和配电网都对用户开放。在这种模式下发电公司与供电公司、电力服务机构以及与大用户之间都存在双边交易。该模式是竞争范围最广、竞争程度最深的电力市场模式。

随着我国电力市场建设的不断完善，各售电公司之间的相互博弈，最终发展前景良好的售电公司有电量交易大和增值业务发展好两大特点。文献[10]分析了售电侧放开背景下的电网企业利用优质电力开展增值服务的各种优势及困难。和世界上其他国家电力体制改革一样，我国的售电公司也会从百家齐放到区域内存在一个或多个售电巨头。这是因为售电初期拼的是电力用户数量的争夺和能以更小的代价从发电企业购得电量，在该种情形下，小的售电公司很难在电量小和价差小中生存下来。第二特点主要基于时代的发展，能源在环境和大数据的影响下，体现出能源使用的高效化，进而衍生的增值业务。

2.2 功能价值

在增量配电网环境下，售电公司分为三类。

第一类是拥有增量配电网运营权的电网企业公司，该类型公司在增量配电网试点范围内仅能获取配电收益，而不能开展核心的售电业务[3]。

第二类售电公司属于独立售电公司，该类型售电公司不拥有配电网的运营权，但可以通过金融输电权(Financial Transmission Right，FTR)市场获得一定的配电网容量。独立售电公司因为没有配电网的绝对运营权，所以能代理的用户大多是用电量较少的居民类用户，有较大市场风险。

第三类售电公司就是完全拥有增量配电网的自主运营权，该类型的售电公司业务可以分为三块。

(1) 第一块是配电业务。该部分收入由国家或地区所在物价局管理，配电价格由准许成本、准许收益及价内税金构成，按照国家文件要求执行标准为：售电公司向用户售电的电压等级输配电价标准扣减该配电网接入省级电网电压等级对应的输配电价标准后执行[2]。

(2)第二块业务是传统的电力销售。由于增量配电网试点范围内多为电力大用户，所以要面临偏差考核等风险，要求售电公司有较准确的用电量预测能力。

(3)第三块业务是创新增值服务。在售电公司竞争日益激烈的情况下，通过市场交易机制形成的购售电价差产生的利润变小，只有通过开展增值业务才能获取更大的利润以及创造更大的用户粘性。

3 售电公司业务创新

2017年年底我国国家电网下发《关于在各省公司开展综合能源服务业务的意见》，拟于各省开展综合能源服务业务，并将“省节能服务公司”更名为“省综合能源服务公司”。此举说明了传统的电力经营已趋饱和，需要开拓新的业务去谋取新的利益。文献[11]阐述了传统的电力销售模式已经不适用，需要开展电力营销和电力营销增值两方面服务，并提出和解释了菜单电价的经济学原理、合同形式、制定方法等。传统售电公司的盈利点集中在“购售价差”，而在增量配电网环境下，增量配电网区域的配电价格由国家或地区相关部门制定，配电区域的电量电价由大多属于直供电类型，所以购售价差相对较小。随着社会资本参与投资售电公司增多，传统售电公司赚电力差价的经营模式难以保证获得长远发展。为此，增量配电网区域的售电公司应充分利用优势资源，去合理开展综合服务、增值服务等，去增加自身的竞争力，增加用户的粘性。

现阶段我国的新能源微电网试点、终端一体化多能互补试点、“互联网+”智慧能源试点三类试点属于技术性试点，要求以信息技术和能源技术为基础，扩大清洁能源利用和实现多种能源协调供应[12]；再结合增量配电网试点体现出配电网运营市场化，得出未来区域能源生产供应体系如图1，增量配电网应以此为基础开展电力交易和创新增值业务。

图1 未来区域能源生产供应体系

因此，增值业务的兴起主要因为：其一是现行的新能源微电网试点、终端一体化多能互补试点、“互联网+”智慧能源试点都说明了能源企业不再提供单一的电力，而是多种能源组合和服务结合的新型经营方式。其二是随着电的商品属性的逐渐还原，传统售电行业利润难以满足售电公司的运营；其三是技术的进步对能源有更加高效的使用。为此，售电公司有必要通过开展增值业务去提升自己的综合实力。图2集中显示了售电公司可以开展的各种新业务。

图2 售电公司可以开展的业务

3.1 挖掘数据的利用价值

电力系统较冷热系统来说更复杂，包含了地理位置分布、发用电实时平衡、传输能量巨大、电能传输速度快、通讯调度要求高、实时运行不停止、重大故障瞬间扩大等特点[13]，这些特点决定了电力系统运行时产生的数据数量庞大、增长快速、类型丰富，是典型的大数据。文献[14]基于对用户用能情况的高度分解，构建一种能够评估出那些用电负荷是可控类型负荷的动力能量管理体系，并以此展开负荷管理。文献[15]通过移动制冷系统的工作时间实现在实时电价下的电能和电费节约，以土耳其的算例得出约37.4%的制冷系统都不必工作在高负荷时期，这样能降低大约11.4%的电费。售电公司可以以大数据为基础展开自己的增值服务。由于售电公司直接代理用户，能更容易及准确地得到用户的用能数据并进行分析。

1) 从对下游顾客来说，可以通过大数据分析，为客户制定合适的用能方案；

2) 对售电公司本身来说，通过大量的数据分析，有利于调整在电力交易市场的报价策略。

利用智能仪表和APP，实时保持对用户的用电负荷，用电量检测；通过智能仪表对用户的综合能源进行检测，得出用户的用能数据和用能结构。同时，对电能质量要求较高的用户，还能够提供所使用电力的电能质量评估，来保证自己的电能质量的合格。智能仪表还可以提供历史数据对比，通过历史数据对比可以发现节能手段。最后，通过建立能源金融账户，对用户在使用清洁能源以及需求侧响应等方面做出评估，判定用户对电力系统运行的友好程度。

3.2 电价和能源组合差异化

差异化电价自从上世纪就已经开始实行，差异化电价能够很好地引导用户改变自己的用电、用能习惯[16]，有利于电力系统和能源系统的稳定、安全运行。文献[17]基于条件风险价值在风险度量中的优越性，在确保满足基本收益的前提下，以供电公司购电损失的条件风险价值最小化为目标，构建了峰谷分时电价下的供电公司最优购电组合模型。文献[18]通过研究售电公司在现货市场的购进、卖出和通过以价格激励使用户做出用电行为的改变，消除售电公司的电量偏差，减小售电公司的偏差考核电量。文献[19]根据售电公司对用户的效用度以及用户因为价格刺激而加入可中断计划的意愿为模型，提出了售电公司的营销策略。在差异化电价方面，增量配电网区别于传统配电网的价格差异化体现在用户类型差异化、能源结构差异化以及季节性电价差异化。对用户差异化电价来说，不同用户对电能质量要求不同，在国家规定范围内的电能质量的继续提高可能会对用户生产产品有积极效应，对于此类用户可以制定合理的电价。

对于能源结构类型差异化的用户来说，由于增量配电网内部依靠多能互补方案[20]，用户在售电公司能买到的就不仅仅是电，而可能是水、电、气、暖、冷等多种能源的组合。为此，根据用户的能源结构制定不同的套餐价格，有利于凸显出能源组合的优势。最后，对于季节性电价差异化来说，根据“十二五”期间，四川、云南等省份在丰水期时产生大量的“弃水”现象提出季节性差异化电价，在丰水期时用电量越多用电价格反而会更低，一方面促进了工商业生活生产，另一方面提高了清洁能源在电力消费中占比，对环境友好[21～22]。

3.3 多能互补

我国根据能源的生产能力和消费特性，确定了终端一体化多能互补和风光水火储大型能源基地两种多能互补模式，旨在提高能源生产率和利用率[23]。文献[24]建立了评价单一可再生能源和多种类组合型可再生能源在应对不同负荷时的评价指标。增量配电网的试点对象多是具有一个完整产业生态圈的地区，所以在一个相对完整的地区内，整合可利用的能源和资源，实现多能互补和能量梯级利用以及协同优化等，有利于提高资源的利用效率。因综合能源通过统一建设走廊管道，统一信息汇集，能够更方便地实现安全调度。售电公司通过打包处理水、电、冷、暖、气等产品，组合出售能更方便地与用户结算，用户也能通过组合能源得到优惠与便利。同时增量配电网区域的售电公司还可以在所经营售电区域内开展电能替代方案，根据不同用户用能习惯与用量大小，合理制定并评估电能替代方案的安全性及经济性。

3.4 需求响应

需求侧响应过去被广泛用于解决调峰难和调频慢等问题[25]，现阶段随着分布式电源的广泛接入，需求侧响应更多地用于解决能源利用效率低下问题，新形势下能源生产和用户之间的关系发生转变，如图3所示。文献[26]提出了通过控制算法及配合储能系统将可移时的负荷移动到光伏发电的时刻，这样能有效地提高整个系统的能源利用效率和减少大量不合理投资。文献[27]在回顾我国负荷管理发展历程的基础上，就市场环境下开展负荷管理和需求侧管理的理念、实施内容、与调度运行和电力营销的系统集成等问题进行分析和讨论。文献[28]利用随机规划建立了用户群在面对总负荷变化时所做出的需求响应以及在该种响应下建立竞价曲线实现零售商收益最大。文献[29]提出了激励灵活性电力消费是消除可再生能源并网波动和减少传统火电为电力系统提供维稳的方法之一。文献[30]建立了数学模型去预测有多少用户愿意和供电商签约，在用电高峰期能够主动减少电力的使用，达到削峰填谷的作用，并在15 932个消费者中做了实验。

图3 能源生产和消费之间的关系转变

需求侧响应可以划分为刚性需求响应和柔性需求响应，刚性需求响应是建立在用户和售电公司签约的情况下，在用电高峰时减少或不使用电，并同时获得按合约的补偿；刚性需求响应主要针对大用户，柔性需求响应则主要针对小用户，柔性需求响应属于非强制性手段，售电公司通过告知用户实时电价并给用户用电时间建议，来削减用电高峰和降低用户用电费用；同时若两种需求响应按照电网调度的需要，均作了积极方向的响应，则可在自己的电力金融账户中获得一定的信用积分，可以用来降低用电的平均单价。

3.5 其他类型服务

在未来，随着市场规则的作用和电力商品属性的还原，购售价差将会很小，并且面临偏差考核、用户信息不对称等风险，售电公司的电力销售收益将会减少。为此，售电公司可以开展技术服务和咨询服务，例如为大用户提供储能服务，为有地理优势的用户提供太阳能管理运营服务等。售电公司可以根据用户的用电量大小以及在生产生活方面的占比，为用户设计合适的节能装置。通过调研用户的房间环境和用电器具类型，提供合适的节能建议。

4 未来售电公司的风险

现阶段我国电力市场正日趋完善，但过程中总会存在条款文件没有涉及到的区域，因此售电公司要积极做好风险应对措施。文献[31]提出了规避电力零售市场风险规避的三步法，如何进入零售市场，如何选择零售合同以及如何在电力批发市场获得满意电力交易。文献[32]考虑评估可中断负荷对市场风险的影响从而调整售电公司的购电策略，以此来提高售电公司的利益。售电公司的风险总体说来可以分为内部风险和外部风险。内部风险主要在于投资以及决策类，而外部风险在于市场变化，政策变化等。

4.1 来自电网企业的风险

增量配电网的建设是我国进一步加快电力体制改革的先行军，是为了顺应时代的发展而做出的电力结构的调整。上述的三类售电公司中，对于拥有增量配电网运营权的售电公司来说，首先对于配电网的物理架构的建设或者改建扩建都存在一定问题。第一，我国配电网建设从“十三五”开始得到重视，整个配电网网架结构建设基本明确；第二，由于所选试点区域都是经济相对发达的区域试点，所以整个配电网的物理架构更加完善；综上，增量配电网从完全意义上的新建基本上较少，多是在原有配电网的基础上改造、扩建及升级。而原有配电网的运营权多为电网企业，若需要成为增量配电网，则需要其他资本向电网企业通过股权合作、配电网经营权转让、配电网经营权租赁和通过其他合法程序等实现。而我国国家电网公司发布的《关于做好增量配电试点项目实施工作的通知》显示了电网企业也不想放弃配电这一环节的利益。所以这配电网建设或改造这一环节社会资本想要进入还是很难。

售电利润是电力行业的重要部分。在《有序放开配电业务管理办法》提出电网企业在增量配电网试点内可以开展售电业务，但会逐步过渡到由独立售电公司承担。这里产生的问题就是售电产权的过渡环节会持续多久，以及电网企业作为电力行业的领头羊，在技术和经验方面肯定会优于新兴的独立售电公司，到时因业主更换产生问题也是层出不穷。

4.2 来自同业竞争的风险

从当前统计数据来看，全国售电公司已逾上万家，将来还会有更多的售电公司涌入。售电公司间的竞争将会更加剧烈，正如前面所说的生存下来的都是售电量大且开展增值业务的公司。而增量配电网因其特殊的试点作用，且输配电的权利保留在建设者手上，其竞争性可能不如外界一样剧烈，但提供优质的电力和优质的服务才是获取更多用户、增加竞争力的关键。增量配电网的设立目的是为了引进民间资本，通过民间资本的冲击加快电改的步伐，若试点更广泛地推广到各个地区、城市，那么试点内的售电公司将会面临更加激烈的竞争。

4.3 来自政策方面的风险

在国家政策的导向下，增量配电网得以建设运营，就应该有民间资本、新的输配电价、试点范围内能源优化等特点。所以政策的出台以及对政策的解读将会严重影响增量配电网的建设与运营。首先是对投资者的影响，在初次出台文件中，并不是所有的细节都能考虑在内，这就需要投资者在政策的解读以及市场发展的方向做出判断。最后，政策对售电公司的利润影响，现行电价的构成包含了大量的交叉补贴，而若电的商品属性逐渐还原，那么售电公司从发电企业的购电价格将下降，那无疑是在较小的价格中寻找价差，更难获取丰厚的利润。其次，政策对售电公司的业务导向的影响，大量售电公司的涌入将会使竞争加剧，所以需要适时的政策指引去更好地开展业务，在《有序放开配电网业务管理办法》中就明确提出售电公司可开展一系列增值业务。

5 结论

从增量配电网的提出到试点项目的逐渐落实，再结合当前售电侧的逐步放开，要充分考虑内部环境和外界实际情况。为此，本文总结了增量配电网本身的特性以及由这些特性将会体现出的利用价值和发展方向；增量配电网环境下的售电公司如何去定位自己以及自身如何创造价值；本文着重介绍了不同于传统售电公司的业务—增值业务，增值业务的开展主要是跟随技术的进步、扩大业务的范围、增加用户的粘性等主要作用；最后分析了政策对售电公司的影响，主要有投资影响、业务发展影响和利益相关等的影响。

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