电力现货市场中独立售电公司的挑战-山东篇

1、典型三类用户日负荷曲线

2、结算电价对比

备注：为了方便计算，峰段时间由08:30-11:30调整为09:00-12:00。

A类用户：

单位：千瓦时 元/MWH

B类用户

单位：千瓦时 元/MWH

C类用户

单位：千瓦时 元/MWH

3、数据分析：

发电侧让利20元/MWH；

价差传导模式，电网收益按照统销统购的差价，用户侧的收益为发电侧的让利值；

顺价模式，用户侧结算电价分峰谷电价，平段电价=市场价+输配电价+政府基金，峰谷电价按原目录电价对应的比例（不含政府基金）；

二、售电公司的盈利模式：

1、 不管是价差传导还是顺价模式，独立售电公司的盈利模式都是来自购销差价（主要是购销两端的渠道优势，跟技术还没挂上钩）。

2、批发零售市场是不分开的，是紧密关联的，独立售电公司扮演着代理的角色；

3、由于电厂让利幅度不大2分/千瓦时，用户侧结算的分时电价基本保持原有的峰谷价差比例。

4、市场化后峰时电价下浮不大，以现行目录电价峰段为商业模式的的自发自用分布式光伏电站、节能合同能源管理等的项目收益影响不大。

三、现货市场

1、规则设计

（1）批发零售市场的关系

根据世界其他电力市场的经验，批发市场结算流程应独立于零售用户的结算和支付流程。特别是零售商在批发市场的付款义务不应关联或以任何形式依赖于其零售用户的付款。

从批发市场的角度看，批发和零售分开结算的原因如下：

（a）市场规则无法直接规定零售用户的结算义务。市场规则只能规定注册的市场主体的义务，通过零售商购电的竞争性和非竞争性用户不是市场主体。

（b）为保证批发市场的诚信和信心，需要求购售电双方应在截止日期前完成收付款，并且有信用保证支撑。因此没有必要关联批发市场的结算周期和零售用户的结算周期。

（c）将批发和零售结算关联起来也不利于信用管理，混淆未能全额或部分收取零售用户电费所带来的责任和债务问题，或者向零售用户收取的电费金额不足以支付输配电费、政府性基金及附加和零售商的批发市场费用等。

（2）市场的结算

由山东电力交易中心提供结算依据，山东省电力公司作为“资金结算机构”，负责批发市场所有结算资金的收取和发放。山东省电力公司、其他配网运营商将代表所有零售商继续负责向零售用户收取电费。

（3）价格机制

为了实现基于市场的价格机制，促进电力资源和服务的优化配置、有效投资，决定采用节点边际电价（LMP）做为发电侧经济调度和定价的基础，用户侧采用负荷侧节点电价加权平均而得的统一价格。这样，一方面调度能够充分考虑电网约束，提供最经济可行的调度方案；另一方面，又不会对地理位置不同的终端用户进行差别对待。电网执行输配电价，收益模式从统销统购差价变成按照政府核定的固定收益。

2、现货模式下的用户侧结算价格

（1）批发市场的中长期

现阶段，由于用户侧没有完全放开，初级阶段，现货规则还不尽完善，电源侧需要中长期合约锁定收益，要求参与市场的必须有不低于95%的电量参与中长期。

（2）用户侧的结算价格

中长期按照统调曲线分解，价格为基准价下浮2分，输配电价暂按照第一周期的结算！

备注：

为了方便计算，现货市场结算不考虑日前实时电量价格的偏差；

为了方便计算，目录电价峰段时间由08:30-11:30调整为09:00-12:00；

为了方便计算，输配电价只考率度电电价，未包含基本电费。

A类用户

数据分析

1）目录峰谷分时电价机制下，用户侧结算均价为0.7455元/千瓦时；

2）现货模式下用户侧批发价格为0.6296元/千瓦时；

3）现货模式下，综合分时电价最高时段为凌晨3:00-4:00间。

4）电网原购销差价=0.7455-0.3949=0.3506，输配电价模式下=0.1919，也就是电网重新切割蛋糕时，A类用户少切了0.3506-0.1919-0.0272=0.1315。

5）按照2018年，山东省电网公司平均购销差价0.206元/千瓦时，现货模式下输配电价=0.1919+基本电费（0.0886）+政府基金（0.0272）=0.3107元/千瓦时（A类用户）。

6）由于现货模式下，完全颠覆了现行目录电价，自发自用的分布式光伏电站，节能/储能等各类合同能源管理等项目的收益财务模型也得重新测算。