实操 售电公司参与电力交易的三个步骤

售电公司要想要参与电力交易，大致要经过以下三个步骤：一是申报电量，二是竞价配对，三是确定价格。...

（本文节选自《售电市场建设与商业模式研究报告2017》，详情请咨询：010-67189819  010-67183161）

在电力市场化改革的推动下，全国范围内售电公司如雨后春笋般成立，但截至目前，绝大多数的售电公司还未参与市场交易。售电公司要想要参与电力交易，大致要经过以下三个步骤：一是申报电量，二是竞价配对，三是确定价格。

本文就上述三个步骤进行集中解读，今天就第一步，即申报电量进行分析，随后将连载第二和第三步，敬请关注。>>>>  1）基本过程

在参加集中竞价的前几天，电力用户和发电企业需要向交易机构进行申报，说明自己在这个周期打算用/发多少电。政府给出的理由是：这主要是为了促进参加批发市场的用户提高用电负荷预测水平，为今后开展电力现货市场做准备。具体来看，由于条件不同，各地发电侧和用电侧的申报标准也不一样，有的地区是一个企业报一个电量数，有的是一台发电机组报一个电量数，有的则是每个用户电压等级都要报一个电量数（见下表）。由于没有用户或是电厂能够100%地预测准自己下个周期能够用/发多少电，因此，一般来说，交易中心会允许企业出现一定的误差。如果预测的误差在交易中心允许的范围内，那企业就不会受到任何处罚，也就是和正常交易一样。但如果预测的误差超出了交易中心允许的范围，那交易中心在给企业结算电费的时候，就会从里面扣除一笔惩罚金。偏差电量的值越大，罚款数额也就越高。而这笔钱将用来补偿在辅助服务市场上做出贡献的公司。具体看来，各省对电量偏差的允许范围各有不同，但一般不会超过±5%。【假设】偏差电量情景模拟

某电力用户在月度交易前两天，向电力交易中心申报自己下个月用电100度，而这个交易中心对偏差电量的允许范围在±5％之内。如果下个月，这个用户的用电量为95-105度，在交易中心的允许偏差范围内，那它就不用交任何罚金。但如果它的用电量比95度要小，比105度要高，那么就要承受一定的罚款了。比如说，它只用了90度的电，那么除了电费之外，这个用户还要为它偏差的10度电支付罚金，具体每度交多少，将取决于交易中心的规定。

用户不擅长预测用电量，很可能将会寻求专业售电公司的帮助。由于电力不是大用户的主业，因此让每个大用户都精准地预测出自己的负荷和用电量，是一件不经济也不太可行的事，所以在申报电量方面，用户将会更依赖于专业的售电公司。

对售电公司而言，目前电网公司已经有比较成熟的负荷预测方法可供借鉴，一般来讲，其可以分为4个阶段，分别是：影响因素分析、基础数据准备、预测模型构建、后续跟踪调整。>>>> 2）影响因素

可以看出，预测未来用电量是否精准，对售电公司的购电成本有着直接的影响，在这其中，除了自身的预测能力外，交易中心出台的规则也是不可忽视的因素，目前，交易规则对售电公司用电量预测的影响包括（但不限于）以下三个因素：



一是需要预测的时间段长度。时间跨度越长，不可控的干扰因素越多，购电成本也会随之增加。例如在2016年广东的月度竞价中，最初参与的各方只需要预测几天的发用电量，比如3月份的集中竞价发生在3月25日，这时候距离3月份结束只有7天，因此需求方只要预测出未来7天的用电量就可以了，难度相对较小。但从5月份起，每月的集中竞价提前到了月度中旬，这就要求用户方预测出下半个月约15天左右的用电量。而在广东2017年的电力交易规则中，政府要求用户“在每月月度集中竞争交易的2个工作日前，申报次月的用电需求。”也就是说，电力用户需要预测自己下个月全部30天的用电量。（见下图）

显然，需要预测的时间段越长，就标志着中间出现不可控事件的几率越大（如气温骤升或骤降），这无疑增加了电量预测的难度，也增加了预测失准、购电成本增加的可能性。

二是允许的电量预测误差范围。交易中心对误差的容忍度越小，用电侧交罚金的几率就越大，购电成本也就越高。例如广东最初没有给2017年的新交易规则设置允许的预测误差范围（后调整为±2%），也就是说，只要出现了误差就会被罚款，鉴于预测的误差是不可避免的，因此，在这种情况下，偏差电量罚款已经不是交不交的问题，而是交多少的问题。这种严厉的惩罚机制会大大抬高了售电公司的购电成本，甚至使得一些售电公司出现了亏损的可能性。

三是电量偏差的结算周期。结算周期越短，容错率就越小，购电成本就会上升。目前，偏差电量的结算周期主要有两种，一是按年结算，另一种是按月结算。

按年结算，也叫“月度滚动”，指的是每个月的误差可以进行正负抵消，到了年底再一起清算。比如说，一个售电公司，4月份用电量比预测申报的少用了500度，而5月份又比多用了1000度，这样的话，这两个月总的总误差就是（-500）+1000=500度。

而按月结算，也叫“月结月清”，在这种模式下，每个月的误差不能进行正负抵消。比如在上面的例子中，售电公司4、5月份的总偏差电量就是|-500|+1000=1500度。这样一来，要缴纳的罚款也就更多。可见清算周期越短，售电公司购电的成本越高。

一、新电改下售电公司的发展机遇2

1.1新一轮电力改革的推进概况2

1.1.1阶段一：基本政策研究

1.1.2阶段二：探索商业模式

1.1.3阶段三：入场实际操作

1.2电力交易中心相对独立5

1.2.1“相对独立”的标准

1.2.2电力交易中心改革的进展情况

1.3发用电有序放开16

1.3.1用电环节的现状

1.3.2发电环节的现状

1.3.3发用电环节的改革情况

1.4输配电价改革27

1.4.1输电环节的现状

1.4.2输电环节的改革情况

1.5售电侧放开32

1.5.1售电环节的现状

1.5.2售电环节的改革情况

1.6配电侧放开40

1.6.1配电环节的现状

1.6.2配电环节的改革情况

二、各地售电侧改革的推动情况68

2.1各区域售电的整体推进情况68

2.1.1各地电改的整体推进情况

2.1.2各地售电的整体推进情况

2.2广东省售电改革情况74

2.2.1广东省电力供需情况

2.2.2广东省电力改革过程

2.2.3广东售电改革经验与问题

2.3重庆市售电改革情况96

2.3.1重庆市电力供需情况

2.3.2重庆市电力改革过程

2.3.3重庆市售电改革经验与问题

2.4贵州省售电改革情况108

2.4.1贵州省电力供需情况

2.4.2贵州省电力改革过程

2.4.3贵州省售电改革经验与问题

2.5云南省售电改革情况126

2.5.1云南省电力供需情况

2.5.2云南省电力改革过程

2.5.3云南省售电改革经验与问题

2.6广西自治区售电改革情况138

2.6.1广西自治区电力供需情况

2.6.2广西自治区电力改革过程

2.6.3广西自治区售电改革经验与问题

三、售电商业模式169

3.1概述：自我定位与形势认知169

3.2明确定位：售电公司分类171

3.2.1电网售电公司

3.2.2配售电公司

3.2.3发售电公司

3.2.4独立售电公司

3.3第一阶段：前期准备203

3.3.1售电公司的开设地点

3.3.2售电公司的股东选择

3.3.3售电公司的人力招聘

3.4第二阶段：中期竞价215

3.4.1售电公司的卖电收益

3.4.2售电公司的购电成本

3.4.3集中竞价购电第一步：申报电量

3.4.4集中竞价购电第二步：竞价配对

3.4.5集中竞价购电第三步：确定价格

3.5第三阶段：成熟期增值242

3.5.1增值业务的概念和作用

3.5.2关联售电公司：电力行业运维业务

3.5.3独立售电公司+综合能源：微能源网

3.5.4独立售电公司+大数据：节能

3.5.5其他类型的增值服务

四、售电行业的国际经验302

4.1概况
302

4.1.1国际电改简介

4.1.2国际售电公司准入情况

4.1.3国际售电公司商业模式

4.2美国
309

4.2.1美国电力行业情况

4.2.2美国电力改革情况

4.2.3美国售电公司经营经验

4.3德国
319

4.3.1德国电力行业情况

4.3.2德国电力改革情况

4.3.3德国售电公司经营经验

4.4法国
331

4.5各国电改的启示
332

五、主要企业的售电动向337

5.1华能集团
338

5.1.1华能集团基本经营情况

5.1.2华能集团在售电方面的举措

5.2国电集团342

5.2.1国电集团基本经营情况

5.2.2国电集团在售电方面的举措

5.3华电集团345

5.3.1华电集团基本经营情况

5.2.2华电集团在售电方面的举措

5.4大唐集团349

5.4.1大唐集团基本经营情况

5.4.2大唐集团在售电方面的举措

5.5国电投集团
353

5.5.1国电投集团基本经营情况

5.5.2国电投集团在售电方面的举措

5.6神华集团
357

5.6.1神华集团基本经营情况

5.6.2神华集团在售电方面的举措

5.7三峡集团
360

5.7.1三峡集团基本经营情况

5.7.2三峡集团在售电方面的举措

5.8中广核
364

5.8.1中广核集团基本经营情况

5.8.2中广核集团在售电方面的举措

5.9华润电力与国投电力366

5.9.1华润电力与国投电力的基本经营情况

5.9.2华润电力在售电方面的举措

5.9.3国投电力在售电方面的举措

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