近日，浙江省发改委、省能源局等部门联合印发了《浙江省电力中长期交易规则（2022年修订版）》、《2023年浙江省电力市场化交易方案》等多份电力市场最新文件。
在2022年浙江省电力市场交易中，交易结算、不平资金分摊等问题引发了较大的争议。因此2023年的市场化交易方案备受瞩目。而2022年中长期交易规则修订版的颁布则是因为征求意见稿11月刚刚发布，“12月份发布2022年中长期交易最终版本，也是为了2023年交易做铺垫。”浙江省内相关人士透露。
结算权易主
在今年11月，浙江发布的2022年中长期交易规则征求意见稿中，规定了“电网企业形成零售用户结算总电费，出具零售用户电费账单。由售电公司代理的批发市场用户的结算依据按零售用户规定执行”。
相比2021年规则中的“电网企业通过线上方式向售电公司提供分时用电数据，售电公司按照购售电合同约定，将结算费用信息与零售用户核对确认后，形成电力中长期零售用户电量结算依据”，售电公司明显感觉到了结算权被剥夺的危机。
而最终，结算权易主在最新文件中得到了明确。不仅2022年电力中长期交易规则中，结算权从售电侧挪到了电网侧，在2023年的电力市场化交易方案中也规定“零售用户电费结算由电网企业根据交易平台传递的合同及绑定关系……计算零售交易电费，经售电公司确认后……形成零售用户结算总电费，出具零售用户电费账单。”
结算权归属是2015年新一轮电改以来长期争论的焦点。浙江作为最早实践批发侧与零售侧分开“顺价”模式的省份，也率先实践了将结算权释放给售电公司。根据2023年的电力市场化交易方案，浙江会继续执行顺价模式不变，但将结算权转移。
在售电公司结算权转移的同时，浙江省电力零售套餐也在发生变化。
发电市场力
浙江电力零售市场的套餐种类并不新鲜，分为固定价格套餐、比例分成套餐、市场价格联动套餐。
“但是比例分成套餐和市场价格联动套餐都和月度交易挂钩，这对民营售电公司不利。”浙江省内一家售电公司负责人说，“此前基准价大多会以售电公司的购电成本为参考。现在则是月度协商、竞价和挂牌的加权平均价格为基准。”
民营售电公司认为，在目前电力市场供需关系偏紧的背景下，月度交易价格的不确定性极大。“从过去一段时间的实际结果来看，民营售电公司的购电成本很难控制在月度均价及以下的价格。”
据了解，目前大多数浙江省内售电公司都选择了固定电价的套餐。“这是最大限度上规避风险的无奈选择。”
民营售电公司（或者说独立售电）缺乏发电资源，导致其在市场中受到限制，这是一个老生常谈的话题了。
让我们还是以浙江为例，据《能源》杂志了解，浙江省内发电企业将批发市场价格分为了4个档次。第一档是留给自己集团内售电公司的价格，第二档价格提供给省内缺乏火电或者火电装机不足的央企发电集团售电公司，第三档位价格是35Kv以上用户，最后一档价格就留给了独立售电公司。
“如果你只能拿到最后一档的价格，基本没得赚。”一家浙江省售电公司人士说。
而发售一体的企业在当下的市场条件下，赚钱并不算困难。《能源》杂志获得了一份浙江省内发电企业的零售电价报价。35KV以下的用户，一口价为0.49836元/千瓦时，分时电价为尖峰电价1.0099元/千瓦时、高峰电价0.8095元/千瓦时、低谷电价0.1150元/千瓦时。35KV以上的用户，其峰谷价格也保持了这一水平。
“发电企业可以赚尖峰、高峰电价，在低谷电价赔钱。即便是支付了偏差费用，发售一体甚至可以实现0.4~0.5元/千瓦时的利润空间。”浙江省内知情人士透露。
被误解的售电？
尽管是第一批8个现货试点省份，但浙江省的零售市场培育时间要晚于多数省份。
2019年10月，浙江才发布第一版电力中长期交易规则，2019年交易周期只有两个月（11月-12月）。2020年11月，浙江发布第二版电力中长期交易规则，虽然交易周期是2020年1月-12月，但1月-11月都是进行的追溯结算。甚至2021年浙江电力中长期交易全年未开市。
在2022年的市场中，一面是发改价格〔2021〕1439号文件发布，大量工商业用户进入市场；另一方面是电力供需短缺问题严重。浙江电力市场一度出现了严重的总体亏损。
2022年11月30日，浙江电力市场化交易培训会议在杭州召开，浙江省政府相关机构领导和电力交易中心负责人出席了会议。据参与本次会议的售电公司人士说，会议中提及浙江独立售电公司利润水平大约为1.6-1.7分/千瓦时。
客观来说，这一盈利水平并不算低。根据《广东电力市场2021年年度报告》，全年共有96家售电公司累计收益盈利，70家亏损，整体亏损面为42.2%。售电公司净收益5.1亿元，平均度电获利1.7厘/千瓦时。
不过在零售市场早期，售电公司高利润是常规现象。2017年广东电力市场中售电公司净获利12.7亿元，按照平均价差51.8厘/千瓦时和8：2的分成比例计算，售电公司的度电利润也超过1分。
“2022年浙江的高电价是有多重因素叠加造成的。”一位市场分析人士说，“售电公司的利润是一种体现，不能单纯的认定是造成高电价的原因。”
更让独立售电不解的是，兜底售电政策似乎有强化的迹象。
“在浙江电力市场化交易培训会议上，有关兜底售电的解读是已签约电力用户可以解绑，回归兜底售电。”上述售电公司人士说。
如果仅仅是兜底售电本身，并不会引起独立售电过多的情绪。“但是有关发电计划的解读中提到，宁夏煤电、皖电送浙机组依次作为电网代理购电用户及线损、兜底售电用户、批发用户和售电公司的采购电源。如果是按照这个采购顺序，电网代理用户和兜底用户的结算价可能会低于市场价，引发大量用户与售电公司解约。”
合理性与不足
兜底售电的存在有其必然性和合理性。
发改价格〔2021〕1439号文发布之后，电力市场的用户数量激增，尤其是中小用户。客观来说，这其中大部分用户要么没有入市意愿、要么没有售电公司接盘。兜底售电尽管是用户与售电公司签约，但实际上仍由电网统购统销。
在这里有必要指出的是，在2023年的新政出台之前，小用户的市场中也很少看到售电公司的身影。这背后的原因是多方面的：一是与小用户的交易成本大概率超过收益，售电公司无利可图甚至可能亏本；二是即便有微利，由于单位售电量收益的差距，售电公司也更倾向于寻觅大中用户；三是售电公司很难在市场上买到足够的电量，只能重点保障大中用户；四是市场规则对技术和资金薄弱的民营售电公司并不友好，民营售电公司无法开展差异化竞争。
缺少了售电公司的积极性，兜底售电和代理购电用户就很难走向市场，相应的，兜底售电和代理购电机制势必长期化。因此售电公司有理由抱怨，但整个市场也必须明白其背后存在的逻辑关联。
在明确兜底售电合理性的同时，我们也要看到上文提及的购电权先后顺序的问题，是市场机制不足的一个重要方面。
在之前的浙江中长期电力市场挂牌交易中，交易对手方仅有国网一家，也即所有高于燃煤上网电价的非统调燃煤热电、气电均由国网采购，且执行原标杆上网电价。这些高昂的成本并没有进入市场，而全部由国网代理购电和兜底售电用户承担。
而如果明年正如前文中所述那样，电网代理和兜底用户又可能鲤鱼翻身。这样频繁的左右横跳，显然对市场健康有序的发展并不是十分有利。
所幸的是，我们暂时还没有看到有关兜底售电相关的明确文件，因此在实际执行的过程中，还存在改进的可能性。
现货：独立售电出路？
从其他省份的经验来看，中长期市场中的独立售电公司势必会经历大规模的洗牌。这与发电市场力无关，而是由市场本质决定的。
从电改的宏观角度来看，独立售电公司能够大范围出现，得益于电力市场供大于求所产生的红利。在电力供求关系发生变化之后，独立售电公司的立身之本可谓是雪崩般的丧失，急需要找到新的利润点。
在电力市场中，“售电公司”这一概念的主要任务应该是在用户与批发市场之间，即承担了批发市场中的风险，又能够利用技术代差和信息不对称实现压力。
而中长期市场中，电力的时间属性被极大地削弱了，导致用电量小、用能不稳定的中小用户被“抛弃”。
所谓发售一体或者发电集团的强大市场里，其实也更多建立在缺乏时间尺度的中长期市场里。在现货市场条件下，发电市场力无疑会被极大削弱，发售一体的优势也会极大缩小。
这是自然选择的结果，也证明电力市场需要中长期、现货、辅助服务等一系列市场的结合，才足以称得上成熟。
对于独立售电公司来说，除了在既定政策下努力开拓市场，也必须开始积累技术实力，迎接现货市场的到来。
在现货条件下，发电侧市场力会被极大削弱，同时海量中小用户的缺点缩小，优势放大。在技术实力和风控管理的作用下，独立售电公司可以赢得更多市场空间。
改革的趋势不可阻挡，改革的道路十分明确。如果不提前做好技术积累，即便不是“赚快钱”的售电公司，也必然会在下一轮淘汰赛中出局。
