论文部分内容阅读
摘要：在当前电力市场改革下，配售电公司核心售电业务必须更早更快、主动积极地参与市场化，迎接市场化竞争带来的机遇及挑战，市场化售电业务的开展离不开电力交易相关业务的信息化应用建设。为了支撑信息化应用建设需要构建出市场化售电业务信息化应用模型，以及规划出应用相关的交易主体、交易过程、业务功能、交易接口、数据交互等内容，为市场化售电业务更快的开展提供了建设思路和参考，为配售电公司将来更好的发展提供规划方向和业务导向。
关键词：配售电公司;售电公司;市场化售电;电力交易;信息化应用模型
1、电力市场化售电背景
2015年中共中央、国务院出台新的关于深化电力体制改革的九号文件，核心内容可概括为“三放开、一独立、三强化”。其中售电侧，大力推进以售电市场竞争为核心的电力市场改革，电力市场交易品种多样化，市场交易范围和主体数量扩大化，尤其是市场交易规模大幅度增加，2017年约占全国交易电量的26%。电力市场交易促进了风电、光电等新能源的消纳，降低了电价，市场机制在优化配置资源中的决定性作用日益体现。
通过电力市场化，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，通过市场机制对电力资源进行优化配置，利用电价机能达到供需平衡的一种市场状态。从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。电力市场化是指对电力行业放松管制，使电力工业产权私有化，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，通过市场机制对电力资源进行优化配置，利用电价机能达到供需平衡的一种市场状态。从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。
一方面，电改之前，电力用户按照政府定的电价从电网公司购电，电网公司再按固定价格（即标杆电价）从电厂购电。电改之后，用户可以委托配售电公司直接从电厂购电，同时支付电网公司固定的过网费。因为现阶段我国电力市场供大于求，所以售电公司可以从电厂拿到比标杆电价更低的电，从而减少用户电费。另一方面，电力市场化前后，电能在物理上的生产、传输、供应方式并没有发生变化，所以用户使用的电能本身和电改之前是一样的。
2、售电主体分类
根据售电公司的背景和资源优势进行归类，可以将目前我国售电公司分为以下几类：第一类是发电企业成立的售电公司;第二类是电网企业成立的售电公司;第三类是运营增量配电网的售电公司，包括已经存在的独立地方电网以及工业园区等;第四类是其他与电力、能源相关的售电公司;第五类是社会资本成立的跨界售电公司;第六类是轻资产售电公司。
这些售电公司不同的背景赋予其特有的属性特点，带来“先天”的优势和劣势，也导致其运作模式和盈利模式产生差别。相比其他的售电公司，电网企业成立的售电公司，如：保山工贸园区配售电有限公司（以下简称：保山配售电）、昆明配售电有限公司（以下简称：昆明配售电）等，拥有除发电资源以外的所有售电相关电力资源和客户资源，具有配网和长期稳定的客户资源，在专业技术和专业人员上具有一定优势，可以更专业地为客户开展代理购电和用电增值服务。
3、配售电公司与售电公司区别
首先“配售电公司”是不同于“售电公司”，根据电改文件，配售电公司必须有独立的配网，可以获得供电营业许可证，有独立的供电营业区，在其供电范围内承擔与电网企业相同的权利义务，也就是说，是有自己独立地盘的售电公司。
售电公司，是没有独立配网的售电主体，市场准入实行注册认定，不需要取得行政许可，售电公司在完成工商登记后，只需要“一承诺、一公示、一注册、三备案”即可进入电力市场。
4、开展市场化售电业务的必要性
一方面，宏观政策上，在当前经济下行压力持续加大的情况下，政府希望通过售电侧放开释放改革红利，降低企业购电成本，优化企业发展环境，促进企业生产，推动社会经济增长。企业希望通过营造多买多卖竞争格局，经一步降低电价，进而降低生产成本;另一方面，大部分企业对市场化购电业务不熟悉，对节能管理等知识不了解，希望具有专业知识并熟悉市场规则的售电主体提供代购电和用电增值服务。目前发电企业和用户之间的市场交易有限，售电业务市场化有利于提高电力市场的资源配置效率，减少电力浪费，进而可能在一定程度上较少不必要的煤炭燃烧。售电业务市场化可减少弃风弃光现象，推动清洁能源成本下降，提高清洁能源在我国能源结构中的占比。售电业务市场化推进了电力交易价格机制和电力现货期货市场的建立，不仅降低工业用电企业的用电成本，还产生出多种以电价作为标的资产的金融衍生品。
另一方面，具体运营上，改革虽然给配售电公司带来机遇，但是与此同时市场化竞争也带来新的严峻形势，机遇和挑战并存。逼迫配售电公司必须适应改革，更主动积极参与市场化售电业务，可以留住守住自己独立地盘（如：工贸园区等）客户不会流失，同时争取拓展自己区域外的用电客户代理购售电业务市场。只有这样才能不断增强以售电业务为核心的市场竞争力。
5、市场化售电业务信息化应用
配售电公司参与市场化售电业务的开展模式是在不断探索中逐步健全完善，目前主要以电力交易机构为中心，各交易主体参与其中进行购售电市场化交易，业务开展信息化应用模型图如下：
由上图可看出，交易主体主要包括：发电企业、供电企业、电力交易机构、售电公司、电力用户。以昆明地区购售电市场为例分析交易主体的组成，发电企业如：云南大唐国际李仙江流域水电开发有限公司、华能澜沧江上游配套电厂、溪洛渡电厂、乌东德电厂等，供电企业如：昆明供电局、玉溪供电局等，电力交易机构如：昆明电力交易中心等，售电公司如：昆明配售电有限公司、云南省配售电有限公司等，用电客户如：昆明钢铁集团有限责任公司等。这里值得注意的是，对配售电公司所辖园区的用电客户来说，它的“供电企业”和“售电公司”都是配售电公司（如：保山配售电、昆明配售电等）。市场化售电业务开展及信息化应用过程如下： ①供用电服务
用电客户到所辖区域供电企业提出用电新装申请，通过供电企业营销管理系统完成业扩报装业务办理并接火送电，同时与供电企业签订供用电合同。供电企业按抄表周期进行抄表算费出账单、提醒用电客户及时缴纳电费、接收及处理用电户用电故障诉求等供用电服务。
②委托代购电服务
电力客户选择用电区域附近的售电公司、或与所属园区配售电公司进行沟通洽谈，双方协商同意后签订《用户委托代理购电协议》，如实填写委托事项及用户信息、委托代理购电的有效时间及其相关事项、结算方式及管理服务费用、双方权利和义务、违约责任及其他等内容，售电公司对委托客户资料进行审核建档。
③代理交易注册申报及结果查询
售电公司汇总委托代理购电客户信息，前往电力交易机构进行委托代理购电客户交易注册，并通过电力交易系统与供电企业营销管理系统接口进行档案核实及注册确认，完成委托代理购电客户在电力交易中心及系统的市场化交易注册工作。售电公司每月定期开放交易用户电量申报计划，签约电力客户通过微信或网站登录系统填写《用户用电情况申报表》，售电公司对电力客户申报计划电量等信息进行审核汇总，代理购电客户对接电力交易机构及系统完成市场化交易用户月计划电量申报工作。售电公司可通过市场交易信息查询接口，按售电公司的编号或电力客户的营销户号等条件，获取零售交易结果（售电公司编号、用户编号、分配的电量、分配的电价等）、省内交易结果（售方单位、购方单位、成交电量、售方成交价、购方成交价等）。
④用户交易注册申报及结果查询
符合参与市场化电力交易条件的电力客户，前往电力交易机构进行市场化交易注册，并通过电力交易系统与供电企业营销管理系统接口进行用电户档案核实及注册确认，完成市场化交易用户在电力交易中心及系统的市场化交易注册工作。电力交易机构每月定期开放交易用户电量申报计划，市场化交易用户通过电力交易系统客户端填写《用户用电情况申报表》，电力交易机构对市场化交易用电户申报计划电量等信息进行审核确认，完成市场化交易用户月计划电量申报工作。参与市场化交易用电户通过登录电力交易系统网站，按电力客户的营销户号等条件，获取零售交易结果（用户编号、分配的电量、分配的电价等）和省内交易结果（售方单位、购方单位、成交电量、售方成交价、购方成交价等）。
⑤发电交易注册申报及结果查询
符合条件的发电企业，前往电力交易机构进行市场化交易注册，并通过电力交易系统与供电企业营销管理系统接口进行发电厂站档案核实及注册确认，完成市场化交易发电企业在电力交易中心及系统的市场化交易注册工作。电力交易机构每月定期开放交易电厂发电量申报计划，参与市场化交易电厂通过电力交易系统客户端填写《用户用电情况申报表》，电力交易机构对市场化交易电厂申报计划电量等信息进行审核确认，完成市场化交易电厂月计划发电量申报工作。市场化交易电厂通过登录电力交易系统网站，按电厂的营销电厂编号等条件，获取省内交易结果（售方单位、购方单位、成交电量、售方成交价、购方成交价等）。
⑥售电和购电交易结算
供电企业每月进行参与市场化交易用电户的正常抄表算费和异常电量电费退补，与电力交易机构通过营销交易系统接口相互推送交易用电户正常算费结果及电量电费退补清单，月底通过接口进行对账数据提取与同步并完成市场化交易用电户对账工作。与此同时进行发电侧交易电厂每月正常的购电结算（抄表发行、表底录入、电费计算、调整确认购电结算单）和异常购电电费退补，与电力交易机构通过营销交易系统接口推送交易电厂正常购电结果和接收异常电费退补信息。
6、配售电公司发展远景
售电是配售电公司业务开展的核心环节，既是电力生产的出口，又是用户服务的入口。电力是用户粘性高的商品，可以衍生和嫁接众多用户增值服务，并将不断发掘与创新，价值空间巨大。售电业务必将基于售电服务逐步发展到用电全过程服务，并通过逐步深入了解客户用电情况、用电负荷、差异化需求、用电难点痛点等过程，进而对客户提供高价值服务。
配售电公司会随着售电业务市场化、信息化高速发展而不断提升和壮大。发展远景可规划為三个阶段，第一阶段为园区配售电公司，主要开展配售电业务，逐步完成客户用电全过程服务;第二阶段为区域化配售电公司，主要接入发电侧资源，以电价成本吸引更多的用电侧资源，开展市场化电力交易，深化需求侧响应;第三阶段为综合能源服务公司，主要开发各种电能衍生产品，包括数据服务、电力保险、电工培训、增值能源服务等。
7、总结
本文首先描述了电力市场化售电背景、售电主体分类及配售电公司与售电公司区别，阐述了配售电公司开展市场化售电业务的必要性，紧接着以地处云南的配售电公司为例重点介绍市场化售电业务信息化应用概况，进一步在此基础上描绘出售电业务开展信息化应用模型，详细说明了业务开展中的各交易主体、交易过程、业务功能、交易接口以及数据交互，为配售电公司市场化售电业务开展信息化应用和规划建设提供了切实可行的思路和参考，最后勾勒出配售电公司及售电业务发展远景，也为配售电公司未来发展提供了清晰的方向。
参考文献
[1]叶秀;浅谈中国电力市场化改革[D];复旦大学;2010.
[2]李根;浅谈电力市场化交易用户抄表核算工作效率的提升措施[J];科技与创新;2019年21期.
[3]段华晓;基于工程博弈论的售电企业运营模式分析[D];青岛大学;2018年.
[4]梁国勇;售电侧市场化改革后电力营销的策略分析[J];机电工程技术;2017，46（03）.
[5]梁波，许峰，李文修;售电市场放开环境下优质客户竞争策略[J];大众用电;2016，31（09）.
关键词：配售电公司;售电公司;市场化售电;电力交易;信息化应用模型
1、电力市场化售电背景
2015年中共中央、国务院出台新的关于深化电力体制改革的九号文件，核心内容可概括为“三放开、一独立、三强化”。其中售电侧，大力推进以售电市场竞争为核心的电力市场改革，电力市场交易品种多样化，市场交易范围和主体数量扩大化，尤其是市场交易规模大幅度增加，2017年约占全国交易电量的26%。电力市场交易促进了风电、光电等新能源的消纳，降低了电价，市场机制在优化配置资源中的决定性作用日益体现。
通过电力市场化，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，通过市场机制对电力资源进行优化配置，利用电价机能达到供需平衡的一种市场状态。从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。电力市场化是指对电力行业放松管制，使电力工业产权私有化，引入竞争，建立竞争、开放、规范、有序的电力市场，通过市场机制对电力资源进行优化配置，利用电价机能达到供需平衡的一种市场状态。从而提高效率、降低电价、促进社会经济发展。
一方面，电改之前，电力用户按照政府定的电价从电网公司购电，电网公司再按固定价格（即标杆电价）从电厂购电。电改之后，用户可以委托配售电公司直接从电厂购电，同时支付电网公司固定的过网费。因为现阶段我国电力市场供大于求，所以售电公司可以从电厂拿到比标杆电价更低的电，从而减少用户电费。另一方面，电力市场化前后，电能在物理上的生产、传输、供应方式并没有发生变化，所以用户使用的电能本身和电改之前是一样的。
2、售电主体分类
根据售电公司的背景和资源优势进行归类，可以将目前我国售电公司分为以下几类：第一类是发电企业成立的售电公司;第二类是电网企业成立的售电公司;第三类是运营增量配电网的售电公司，包括已经存在的独立地方电网以及工业园区等;第四类是其他与电力、能源相关的售电公司;第五类是社会资本成立的跨界售电公司;第六类是轻资产售电公司。
这些售电公司不同的背景赋予其特有的属性特点，带来“先天”的优势和劣势，也导致其运作模式和盈利模式产生差别。相比其他的售电公司，电网企业成立的售电公司，如：保山工贸园区配售电有限公司（以下简称：保山配售电）、昆明配售电有限公司（以下简称：昆明配售电）等，拥有除发电资源以外的所有售电相关电力资源和客户资源，具有配网和长期稳定的客户资源，在专业技术和专业人员上具有一定优势，可以更专业地为客户开展代理购电和用电增值服务。
3、配售电公司与售电公司区别
首先“配售电公司”是不同于“售电公司”，根据电改文件，配售电公司必须有独立的配网，可以获得供电营业许可证，有独立的供电营业区，在其供电范围内承擔与电网企业相同的权利义务，也就是说，是有自己独立地盘的售电公司。
售电公司，是没有独立配网的售电主体，市场准入实行注册认定，不需要取得行政许可，售电公司在完成工商登记后，只需要“一承诺、一公示、一注册、三备案”即可进入电力市场。
4、开展市场化售电业务的必要性
一方面，宏观政策上，在当前经济下行压力持续加大的情况下，政府希望通过售电侧放开释放改革红利，降低企业购电成本，优化企业发展环境，促进企业生产，推动社会经济增长。企业希望通过营造多买多卖竞争格局，经一步降低电价，进而降低生产成本;另一方面，大部分企业对市场化购电业务不熟悉，对节能管理等知识不了解，希望具有专业知识并熟悉市场规则的售电主体提供代购电和用电增值服务。目前发电企业和用户之间的市场交易有限，售电业务市场化有利于提高电力市场的资源配置效率，减少电力浪费，进而可能在一定程度上较少不必要的煤炭燃烧。售电业务市场化可减少弃风弃光现象，推动清洁能源成本下降，提高清洁能源在我国能源结构中的占比。售电业务市场化推进了电力交易价格机制和电力现货期货市场的建立，不仅降低工业用电企业的用电成本，还产生出多种以电价作为标的资产的金融衍生品。
另一方面，具体运营上，改革虽然给配售电公司带来机遇，但是与此同时市场化竞争也带来新的严峻形势，机遇和挑战并存。逼迫配售电公司必须适应改革，更主动积极参与市场化售电业务，可以留住守住自己独立地盘（如：工贸园区等）客户不会流失，同时争取拓展自己区域外的用电客户代理购售电业务市场。只有这样才能不断增强以售电业务为核心的市场竞争力。
5、市场化售电业务信息化应用
配售电公司参与市场化售电业务的开展模式是在不断探索中逐步健全完善，目前主要以电力交易机构为中心，各交易主体参与其中进行购售电市场化交易，业务开展信息化应用模型图如下：
由上图可看出，交易主体主要包括：发电企业、供电企业、电力交易机构、售电公司、电力用户。以昆明地区购售电市场为例分析交易主体的组成，发电企业如：云南大唐国际李仙江流域水电开发有限公司、华能澜沧江上游配套电厂、溪洛渡电厂、乌东德电厂等，供电企业如：昆明供电局、玉溪供电局等，电力交易机构如：昆明电力交易中心等，售电公司如：昆明配售电有限公司、云南省配售电有限公司等，用电客户如：昆明钢铁集团有限责任公司等。这里值得注意的是，对配售电公司所辖园区的用电客户来说，它的“供电企业”和“售电公司”都是配售电公司（如：保山配售电、昆明配售电等）。市场化售电业务开展及信息化应用过程如下： ①供用电服务
用电客户到所辖区域供电企业提出用电新装申请，通过供电企业营销管理系统完成业扩报装业务办理并接火送电，同时与供电企业签订供用电合同。供电企业按抄表周期进行抄表算费出账单、提醒用电客户及时缴纳电费、接收及处理用电户用电故障诉求等供用电服务。
②委托代购电服务
电力客户选择用电区域附近的售电公司、或与所属园区配售电公司进行沟通洽谈，双方协商同意后签订《用户委托代理购电协议》，如实填写委托事项及用户信息、委托代理购电的有效时间及其相关事项、结算方式及管理服务费用、双方权利和义务、违约责任及其他等内容，售电公司对委托客户资料进行审核建档。
③代理交易注册申报及结果查询
售电公司汇总委托代理购电客户信息，前往电力交易机构进行委托代理购电客户交易注册，并通过电力交易系统与供电企业营销管理系统接口进行档案核实及注册确认，完成委托代理购电客户在电力交易中心及系统的市场化交易注册工作。售电公司每月定期开放交易用户电量申报计划，签约电力客户通过微信或网站登录系统填写《用户用电情况申报表》，售电公司对电力客户申报计划电量等信息进行审核汇总，代理购电客户对接电力交易机构及系统完成市场化交易用户月计划电量申报工作。售电公司可通过市场交易信息查询接口，按售电公司的编号或电力客户的营销户号等条件，获取零售交易结果（售电公司编号、用户编号、分配的电量、分配的电价等）、省内交易结果（售方单位、购方单位、成交电量、售方成交价、购方成交价等）。
④用户交易注册申报及结果查询
符合参与市场化电力交易条件的电力客户，前往电力交易机构进行市场化交易注册，并通过电力交易系统与供电企业营销管理系统接口进行用电户档案核实及注册确认，完成市场化交易用户在电力交易中心及系统的市场化交易注册工作。电力交易机构每月定期开放交易用户电量申报计划，市场化交易用户通过电力交易系统客户端填写《用户用电情况申报表》，电力交易机构对市场化交易用电户申报计划电量等信息进行审核确认，完成市场化交易用户月计划电量申报工作。参与市场化交易用电户通过登录电力交易系统网站，按电力客户的营销户号等条件，获取零售交易结果（用户编号、分配的电量、分配的电价等）和省内交易结果（售方单位、购方单位、成交电量、售方成交价、购方成交价等）。
⑤发电交易注册申报及结果查询
符合条件的发电企业，前往电力交易机构进行市场化交易注册，并通过电力交易系统与供电企业营销管理系统接口进行发电厂站档案核实及注册确认，完成市场化交易发电企业在电力交易中心及系统的市场化交易注册工作。电力交易机构每月定期开放交易电厂发电量申报计划，参与市场化交易电厂通过电力交易系统客户端填写《用户用电情况申报表》，电力交易机构对市场化交易电厂申报计划电量等信息进行审核确认，完成市场化交易电厂月计划发电量申报工作。市场化交易电厂通过登录电力交易系统网站，按电厂的营销电厂编号等条件，获取省内交易结果（售方单位、购方单位、成交电量、售方成交价、购方成交价等）。
⑥售电和购电交易结算
供电企业每月进行参与市场化交易用电户的正常抄表算费和异常电量电费退补，与电力交易机构通过营销交易系统接口相互推送交易用电户正常算费结果及电量电费退补清单，月底通过接口进行对账数据提取与同步并完成市场化交易用电户对账工作。与此同时进行发电侧交易电厂每月正常的购电结算（抄表发行、表底录入、电费计算、调整确认购电结算单）和异常购电电费退补，与电力交易机构通过营销交易系统接口推送交易电厂正常购电结果和接收异常电费退补信息。
6、配售电公司发展远景
售电是配售电公司业务开展的核心环节，既是电力生产的出口，又是用户服务的入口。电力是用户粘性高的商品，可以衍生和嫁接众多用户增值服务，并将不断发掘与创新，价值空间巨大。售电业务必将基于售电服务逐步发展到用电全过程服务，并通过逐步深入了解客户用电情况、用电负荷、差异化需求、用电难点痛点等过程，进而对客户提供高价值服务。
配售电公司会随着售电业务市场化、信息化高速发展而不断提升和壮大。发展远景可规划為三个阶段，第一阶段为园区配售电公司，主要开展配售电业务，逐步完成客户用电全过程服务;第二阶段为区域化配售电公司，主要接入发电侧资源，以电价成本吸引更多的用电侧资源，开展市场化电力交易，深化需求侧响应;第三阶段为综合能源服务公司，主要开发各种电能衍生产品，包括数据服务、电力保险、电工培训、增值能源服务等。
7、总结
本文首先描述了电力市场化售电背景、售电主体分类及配售电公司与售电公司区别，阐述了配售电公司开展市场化售电业务的必要性，紧接着以地处云南的配售电公司为例重点介绍市场化售电业务信息化应用概况，进一步在此基础上描绘出售电业务开展信息化应用模型，详细说明了业务开展中的各交易主体、交易过程、业务功能、交易接口以及数据交互，为配售电公司市场化售电业务开展信息化应用和规划建设提供了切实可行的思路和参考，最后勾勒出配售电公司及售电业务发展远景，也为配售电公司未来发展提供了清晰的方向。
参考文献
[1]叶秀;浅谈中国电力市场化改革[D];复旦大学;2010.
[2]李根;浅谈电力市场化交易用户抄表核算工作效率的提升措施[J];科技与创新;2019年21期.
[3]段华晓;基于工程博弈论的售电企业运营模式分析[D];青岛大学;2018年.
[4]梁国勇;售电侧市场化改革后电力营销的策略分析[J];机电工程技术;2017，46（03）.
[5]梁波，许峰，李文修;售电市场放开环境下优质客户竞争策略[J];大众用电;2016，31（09）.