新电改放闸万亿市场呼之欲出 民企抢夺配售电市场路径渐清

　　新电改“放闸”万亿市场呼之欲出 民企抢夺配售电市场路径日渐清晰

　　本报记者 陈红霞 实习生 高瑜静 武汉报道

　　导读

　　民营企业进入售电市场隐形“门槛”其实非常高，上能电力希望借助“储能电站”等增值服务降低5%以上的成本从而吸引到客户。这一做法能成功吗？

　　在电力体制改革驶入“快车道”后，民资企业借助为用户“提效降本”的商业模式迅速切入配售电市场。

　　“今年9月起，全国电力市场中，将有部分民营企业参与的电力业务正式上网交易。”8月31日，21世纪经济报道记者采访获悉，这将是中国新电力体制改革全面推进后，民营企业进军配售电市场的开始。

　　日前， 长江电力 宣布，已正式成立配售电公司，计划将产业链条从发电市场延伸到配售电市场。今年8月底，上能电力集团有限公司也设立湖北公司。据了解，上能电力的业务范围主要围绕电力、能源、金融三大业务展开。目前，该集团已在京津冀、长江经济带、华中、华南、华东等地区重点城市布局，并已先后设立绿色储能研究院、融金国投商业保理等业务机构，各类投资规模已达数百亿元。

　　“破冰”后的新格局

　　“从2000年初到现在为止，国家一直在尝试电力体制改革。”电力行业业内人士介绍，如今的新变化是在发电和供电环节引入市场竞争，用户可自主选择供电主体，电网企业只负责运营，收取过网费，这就是电改最核心的内容之一。

　　2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改“九号文”）对外发布。在业界的解读中，这次电改真正的核心是“管住中间，放开两头”，即有序开放输配电以外的竞争性电价。自此，民营企业也开始从电力系统的“配角”向“主角”转变。

　　以前的电力交易流程是：发电企业到输配电网再到用户，供电公司在输配电网环节负责调度，发电企业的电只能卖给供电公司，供电公司便有了电力调度权。新电改后，所有的发电企业把“电”放到交易中心，供电公司会拆分为自己的售电营销部门和预备部门，这个预备部门只负责电网运营安全。而发电企业的电可自由出售给不同的市场主体，电力的调度机制从国家电网控制转变为交易中心控制。

　　“电费包括两个部分，即过网费和购电费。”电力行业人士解释，过网费是电从电网通过产生的费用，购电费是发电企业发电的费用，这两部分费用以前用户都是交给供电公司，由供电公司去做分配，在这个过程中，发电企业的成本很好核算，但输配电网的过网费无法核算。因此，此番电改要解决成本问题，也要解决输配电价的问题。

　　实际上，电改“九号文”出台后，电网公司的企业功能和运营模式皆被重新定位，按照国家规定履行电力普遍服务义务，将负责电网系统安全以及电力调度。也就是说，过去靠上网电价和销售电价价差获得收入来源的模式，也逐渐被“政府核定输配电价收取过网费”的模式取代。

　　电改推进后，酝酿出一个过万亿元的庞大市场，而国内资本也已纷纷参与，目前全国已成立了500到600家售电公司。常规模式下，此类企业大多以“电力批发商”角色进驻市场，从发电厂购买电力后销售给电力用户，售电公司依靠中间的差价形成盈利点。

　　经由新一轮电改，在发用电方面，转变过去计划分解电量方式，鼓励新增工业用户和新核准的发电机组织参与电力市场交易，由供售电公司来担任中介构建交易中心，形成多买多卖的市场格局。

　　上能电力的竞争路径

　　值得关注的是，目前的新电改市场上，单一的电力批发模式很难生存。“电改之后，供售电公司还是存在一些门槛的。”有专业研究员解释，比如供售电公司没有结算权，而是由客户把电费交给国家电网，再由国家电网结算后返利给供售电公司。另一方面，对于供电量，售电公司提前购买下个月销给客户的电，购买计划量上下只允许浮动5%。因此，普通售电公司很难生存，尽管目前已注册了很多售电公司，但大部分企业注册后迟迟未动，电改后的这片蓝海，只有开展多元业务、具有综合实力的企业才能取胜。

　　在这种背景下，上能电力的商业模式颇为抢眼。其推出电力、能源、金融三个业务板块，三者组合，形成电力体系的产业闭环，以此形成更加完整和具有竞争优势的商业模式。在电力方面，聚焦综合电力服务和电力相关投资；在能源方面，则重点放在储能基础设施投资；此外，上能电力围绕新电改下电力市场各重要参与主体，提供能源领域金融服务。

　　这之中能源板块的储能设备的投资和运营是一个重要内容。

　　由于电即发即用的属性以及用户当月就要预定下月电量的期货属性，以及发电企业不同发电机组效率、能耗水平的差异导致电力成本波动，都会对用电成本产生影响。同时，发电企业目前面临产能过剩困局，以及电力改革带来的市场竞争日益加剧。一方面，供电侧的电力较难实现有效消纳以获得更多收益，另一方面，用电侧也无法满足差异化的用电时间和用电需求，用电成本下降空间有限，用电质量也有待改善。因此，上能电力实际上是依托储能电站的应用，来帮助用户提高用电能效，并降低用电成本。

　　一方面，储能电站通过“移峰填谷”、“清洁能源并网”等技术在电力供应链端降低电力成本；另一方面，储能电站是与用电企业配套建设，可根据用户需求对储能电站进行定制化投资运营，就近选择发电厂、缩短电力传输距离，从而持续降低用电成本，而借助储能电站，预计总体可降低5%以上的用电成本。

　　客户与上能签署用电协议后，把电费交给上能，上能与供电局结算过网费，另一部分和电厂结算电源费用。关注人士指出，一般哪家公司的积累的客户越多，对电厂的议价能力就越强。而在客户端降低电价，只能通过建设储能电站，通过这种错峰填谷的方式，降低企业和用户的用电成本，增大企业的盈利空间。

　　上能电力也规划，未来5年内在中国投资约2000亿建设超过1万个储能电站，初步形成规模化能源互联基础设施网络。上能集团负责人介绍：“每一个储能电站的投资约在1000万到3000万元不等，单个储能电站建设周期为3个月，不过储能电站都是标准集装箱。只要客户的年用电量达到500万千瓦时这一标准，我们可为企业投资、建设、运营提供专用或共享的储能电站。”

　　在实业切入电力市场的同时，上能还在金融领域开发出商业保理、融资租赁、电费白条、产业基金、证券产品、电力期货等业务。公司计划形成“能源+金融+互联网”的金融服务模式，目前，已与银河证券、 广发证券 、 江苏银行 、 招商银行 等权威银行和金融机构都有较深合作。

　　“不过，在开始的阶段，所有合作企业都是先从综合电力服务这个主合同开始。”来自售电公司的人表示，此后，电力民企再跟进后面的储能服务和金融服务，这种商业模式更加多元化。

　　应该说，从逻辑上看上能电力设计的商业模式颇有吸引力，但由于尚未在实际运作中检验，能否成立还有诸多不确定性。毕竟投储能电站对资金的需求量很大，前期投资与收入达到平衡乃至收回投资可能还需要有个漫长的过程，上能电力能否熬过这段投入期还需要时间检验。（21世纪经济报道）