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售电必读 | 2018年一季度电改政策梳理与售电有关的竟然有这么多！

2018-04-12 09:26:45 北极星售电网　点击量：评论 (0)

自从2015年新一轮电力体制改革拉开帷幕后，经过两年多的推进，一系列啃硬骨头的改革工作陆续推开，电力市场建设、输配电价改革、售电侧改革...

在电力市场规划方面，江苏、浙江先后发布了文件，江苏2017-2019年交易电量规模1300-3000亿千瓦时，浙江2019年上半年实现浙江初期电力市场试运行。湖北在2019年前形成以市场为主的电力电量平衡机制。

《江苏省有序放开发用电计划工作方案》：2017-2019年交易电量规模1300-3000亿千瓦时

预计江苏2020年全省社会用电量为6500亿千瓦时，优先购电电量2400亿千瓦时左右。

江苏有序放开发用电计划步骤分三步走：

第一阶段(2017-2019年)：放开竞争性环节电量30%-80%，交易电量规模达到1300-3000亿千瓦时。参与交易的30万千瓦及以上燃煤机组平均市场化电量占比达到40%-80%，核电机组市场化电量占比达到20%-50%。

第二阶段(2020年)，取消竞争性环节发电计划，推动优先发电计划逐步市场化，交易电量规模达到4000亿千瓦时。放开13.5万千瓦以上燃煤机组全部发电量计划，核电机组市场化电量占比达到60%，跨省跨区送电中的市场化交易电量700亿千瓦时。

第三阶段(2021年-)，逐步放开优先发电、优先购电计划，完善辅助服务交易机制，基本放开除优先购电权以外的所有用电量。

江苏省电力市场建设组织实施方案：售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易

结合江苏省电力行业实际和改革实践，市场化改革初期以中长期交易为主，随着发用电计划的逐步放开，不断完善月度合同电量转让、日前现货市场和实时平衡市场交易机制，提高市场偏差处理和负荷实时平衡能力，开展辅助服务交易，推进江苏省电力市场建设不断深入和完善。

第一阶段(2017年-2019年)：有序放开发用电计划、竞争性环节电价和配售电业务，开展现货市场研究及模拟运行，初步建立电力市场机制。2018年放开发电量计划2000亿千瓦时左右，参与交易的13.5万千瓦以及上燃煤机组平均市场化电量占比达到60%。2019年，放开发电量计划3000亿千瓦时左右，参与交易的13.5万千瓦及以上燃煤机组平均市场化电量占比达到80%。

售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易，大小用户无法参与电力直接交易的，可由售电公司代理参与。鼓励售电公司向电力用户提供智能用电、综合节能和合同能源管理等增值服务。

第二阶段(2020年)：扩大资源优化配置范围，完善市场交易机制，建立电力现货市场交易体系。

第三阶段(2021年-)：进一步放开优先发电、优先购电计划，完善辅助服务和现货交易机制，丰富交易品种，推进市场自我发展与完善。

浙江省电力体制改革综合试点方案：2019年上半年实现浙江初期电力市场试运行

浙江省级电力市场设计建设工作已正式启动。方案中包含《浙江电力市场建设方案》、《浙江电力交易中心组建方案》、《浙江电力市场管理委员会组建方案》和《浙江电力交易中心有限公司章程》等专项方案。

方案中提出，确立适合浙江的电力市场模式，培育多元化市场主体，建立以电力现货市场为主体，电力金融市场为补充的省级电力市场体系，发挥市场对电力资源配置的决定性作用，降低电力成本，引导电力行业投资，实现健康可持续发展。

到2019年，设立相对独立的电力交易机构，确定浙江电力市场模式，完成市场规则制定和技术支持系统开发，有序放开发用电计划，引入售电侧竞争，培育市场参与主体，力争2019年上半年实现浙江初期电力市场试运行。初步建立浙江电力市场化竞争体系，通过市场竞争形成电价，有效控制市场风险，保障系统运行安全稳定，确保电力从计划管理向市场竞争平稳过渡，为市场进一步发展奠定基础。

湖北电力市场建设实施意见印发：2019年前形成以市场为主的电力电量平衡机制

在《湖北电力市场建设实施意见》中确定了湖北电力市场目标：

初期目标：(2018-2019年)，初步构建湖北电力市场。引入售电公司参加市场交易，逐步降低电力用户准入门槛，不断增加发电企业类型。制定湖北电力市场交易规则，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。

中远期目标：(2020年-远期)，健全规范的湖北电力市场。逐步建立基于发用电负荷曲线的日前交易市场和辅助服务交易市场，逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平均机制。条件成熟时，开展容量市场、电力期货和衍生品等交易。

湖北省售电侧改革实施意见印发：鼓励多种方式发展增量配电网投资业务

湖北省能源局日前印发了《湖北电力市场建设实施意见》、《湖北省售电侧改革实施意见》、《湖北省售电公司准入与退出实施细则》。

在湖北省售电侧改革实施意见中提到，有序向社会资本开放售电业务，逐步全部放开除公益性、调节性以外的发用电计划，积极培育多元化售电市场主体，鼓励多种方式发展增量配电网投资业务，全面放开电力用户购电选择权。

偏差考核：对电力用户、售电公司采用月结月清的方式结算偏差电量。市场交易实际交易电量与合同电量允许偏差范围暂定±3%。

保底服务：参与电力交易后签约售电公司无法履约的电力用户用电，由电网企业提供保底服务。

准入与退出：

广东发布电力市场售电公司准入与退出规范指引

每月月初前5个工作日内，交易中心对上月提交申请并审核通过的售电公司，在交易系统上公示1个月。

售电公司注册信息发生变化时，应在变化之日起5个工作日内向交易中心申请信息变更。

每月月初前5个工作日内，交易中心对上月提交重大变更申请并审核通过的售电公司，在交易系统向社会公示7个工作日(待条件成熟后，一并通过“信用中国”网进行公示)。逾期提交申请的售电公司转入下月公示。

售电公司自愿申请退出市场，或因运营不善、资产重组或者破产倒闭导致无法履约等特殊原因退出市场的，应至少提前45天向广东省经济和信息化委提出申请，同时抄送广东省发展和改革委、国家能源局南方监管局、交易中心以及电网企业和电力用户等利益相关方。申请退出之前，售电公司应将所有已签订的购售电合同履行或处理完毕，并处理好相关事宜。申请退出流程。

云南电力市场主体准入与退出管理实施细则印发

发电企业的准入条件：取得电力业务许可证(发电类)的发电厂及发电机组。电力用户：符合电网接入规范，满足电网安全技术要求的用电实体。拥有自备电源的用户应按规模承担国家政府性基金及附加、政策性交叉补贴和系统备用费等相关费用。售电公司、拥有售电网运营权的售电公司执行《云南省售电侧改革实施方案》确定的准入条件。

贵州省电力市场主体注册管理办法：市场主体同一时间内不得重复注册

市场主体自愿选择一种市场主体类别进行市场注册。同一时间不得重复注册。符合准入条件自愿参与市场化交易的电力用户在交易中心办理入市注册，电力用户完成入市注册后原则上全部电量进入市场，取消目录电价。

符合准入条件但未选择参与直接交易的电力用户，可向售电企业(包括保底电网企业)购电。

湖北省售电公司准入与退出实施细则印发：实施资产总额与售电规模同比联动制度

在《湖北省售电公司准入与退出实施细则》中提到，售电公司必须在工商部门登记注册，具有独立法人资格，经营范围应包括“售电”或“电力销售”等内容。

实施资产总额与售电规模同比联动制度。售电公司资产总额为2千万元人民币的，可从事年售电规模不超过6亿千瓦时的售电业务;资产总额2亿元的，可从事售电规模不超过60亿千瓦时的售电业务;资产总额在2千万元~2亿元的，在6亿千瓦时至60亿千瓦时之间按比例确定售电规模;资产总额在2亿元以上的，不限制售电规模。

信用保证

云南电力市场交易信用保证管理办法发布：保证额度与交易行为信用评价挂钩

信用担保管理办法的发布，标志着云南电力市场风险防控机制建设又迈进了一步，主要有以下几个特点：

一是信用保证适用范围覆盖全主体。适用范围从售电公司扩展增加电力用户和发电企业，进一步加强了市场风险防范能力。其中，售电公司适用的条件为纳入目录并参与市场;电力用户和发电企业的适用条件为交易行为信用评价等级在B等级及以下。

二是信用保证方式多样化。即可选择缴纳信用保证金，也可选择银行履约保函或集团履约保函，三种方式均具备同等效力。

三是保证额度与交易行为信用评价挂钩。信用保证履行要求和保证额度与云南电力市场主体交易行为信用评价结果联动，实现基于基准缴纳等级，随等级上升下调所需保证额度、等级下降则上调所需保证额度。

湖南省售电公司信用体系建设管理办法(征求意见稿)：实行售电公司交易预付款额度与信用评价结果关联制

对售电公司进行信用评价工作，同时评价结果也将实行奖惩联动。湖南省售电公司信用等级统一划分为AAA、AA、A、B、C三等五级。售电公司信用评价结果有效期2年。有效期满前3个月,售电公司取得信用等级1年后，可申请信用等级升级。

管理办法实行售电公司交易预付款额度与信用评价结果关联机制。信用评价结果为AAA级者，电力交易预付款按电力交易机构发布的标准下浮50%交纳;信用评价结果为AA级者，电力交易预付款按电力交易机构发布的标准下浮30%交纳;信用评价结果为A级者，电力交易预付款按电力交易机构发布的标准交纳;信用评价结果为B级者，电力交易预付款按电力交易机构发布的标准上浮50%交纳;信用评价结果为C级者，电力交易预付款按电力交易机构发布的标准上浮100%交纳。

福建电力市场售电公司履约保函管理办法：最低200万最高不超过2000万

福建电力市场售电公司以履约保函的方式向电网企业提供履约担保，履约保函以200万起步，最高不超过2000万。售电公司应向福建电力交易中心提供经国务院银行业监督管理机构批准设立、颁发金融许可证且具有相应业务资格的商业银行、企业集团财务公司等开具的履约保函。

当售电公司预计年售电量不超过4亿千瓦时(含4亿千瓦时)时，应提供的履约保函额度为售电公司准入要求的最低资产总额的10%，即200万元。

当售电公司预计年售电量在4至30亿千瓦时(含30亿千瓦时)之间的某一数值时，按0.5分/千瓦时标准计算其应提供的履约保函额度，最高不超过1000万元。

当售电公司预计年售电量在30亿千瓦时以上的某一数值时，按0.5分/千瓦时标准计算其应提供的履约保函额度，最高不超过2000万元。

结算规则

安徽电力直接交易执行、出清细则和电力市场电量结算规则发布

安徽电力交易中心修改印发了《安徽省电力双边直接交易执行细则》、《安徽省电力集中直接交易出清细则》和《安徽电力市场电量结算规则》的通知。

在《安徽省电力双边直接交易执行细则》中提到，参与年度双边交易的电力用户上一年度用电量和售电公司代理用户上一年度总用电量须在5000万千瓦时及以上。同一投资主体(含控股关联企业)控股(含绝对控股、相对控股)的售电公司，全年合计成交电量控制在60亿千瓦时以内。

《安徽省电力集中直接交易出清细则》中强调，集中交易分为年度集中交易和月度集中交易。上一年度用电量1000万千瓦时及以上的电力用户如通过售电公司代理购电，则不得参与与发电企业的直接交易。售电公司每次参与集中交易总申报电量与年内已成交直接交易电量之和，不得超过该售电公司售电量上限。

《安徽电力市场电量结算规则》中提出，直接交易电力用户按目录电价执行国家规定的峰谷分时电价和功率因数调整电费标准。省电力公司按照平段目录电价与直接交易购电价格(包括直接交易电价、输配电价和政府性基金及附加)的价差返还差额电费。

山东明确电力直接交易合同电量偏差免考核范围：6种情况免考核

通知中明确了6种合同电量偏差免考核范围。

一、用户用电量少于合同电量的10%，且参与直接交易的用户或代理的售电公司未参加月度交易;

二、用户有自备电厂，自备电厂机组因执行调度指令运行方式调整较大的;

三、电网临时检修、故障检修等计划外的公用输配电设备向用户供电受限，用户当月累计停电时间超过24小时的;

四、用户执行政府要求参与有序用电安排的;

五、用户执行地市级及以上政府主管部门发布的减产能、重污染天气影响等停产限产政策的(不含因自身环保不达标等原因停产限产的);

六、不可抗力导致的用户用电设备停用。

福建省电力市场交易规则发布：配售电公司可承担配电区域内电费收取和结算业务

拥有增量配电网运营权的售电公司可承担配电区域内电费收取和结算业务，按照政府核定的配电价收取配电费;按合同向各方支付相关费用,并向其供电的用户开具发票;代收政府性基金及附加,交省级电网企业汇总后上缴财政;代收政策性交叉补贴,按照国家有关规定支付给省级电网企业。这意味着配售电公司可以参照电网企业的职责做好配网内的用电费结算。

福建的电力市场交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式进行。

电价

安徽进一步完善峰谷分时电价政策正式下发：下调高峰时段电价上浮幅度2个百分点

从2018年1月1日起，下调高峰(含7-9月)时段电价上浮幅度2个百分点。将高峰时段电价上浮幅度由55%下调为53%，其中7-9月份上浮幅度由65%下调为63%。低谷时段电价下浮幅度保持不变。调整范围包括大工业、一般工商业及其他用电类别。

在2017年12月初，安徽省物价局就曾经下发了《关于进一步完善峰谷分时电价政策的通知(征求意见稿)》，此次发布的是正式版文件。对比征求意见稿，北极星售电网注意到，正式版新增了建立峰谷分时电价执行情况月度报告制度。省电力公司应按月将各级供电公司各电压等级、各类用户峰平谷时段电量、收入等情况进行汇总，并增加了安徽省电网峰谷分时电价表。

蒙西电网输配电价执行有关事宜发布：第一监管周期延长至2019年

决定将蒙西电网输配电价第一监管周期延长至2019年，输配电价总水平不变。

调整内容为：在保持第一监管周期输配电价总水平不变的前提下，调整分电压等级输配电价水平，将输配电价与电力交易有机衔接。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照调整后的分电压等级输配电价收取过网费。参与电力市场的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)和政府性基金及附加组成。未参与电力市场交易的用户，执行政府规定的电价。

全国第一个水电站生态电价管理办法出台：《福建省水电站生态电价管理办法(试行)》

水电站上一年最小生态下泄流量监控数据完整率和最小生态下泄流量达标率高于或等于90%的，实行生态电价奖励。改造类水电站上一年上网电量(非市场化交易电量，下同)对应的上网电价在价格主管部门制定的上网电价基础上每千瓦时加价2分钱(含税，下同)。限制类水电站上一年上网电量对应的上网电价在价格主管部门制定的上网电价基础上每千瓦时加价3分钱。

办法自2018年1月1日起执行，试行期限两年。

增量配电

山东省明确非电网企业存量配电项目配电区域划分有关事项

山东省内拥有配电网运营权的非电网企业存量配电项目运营主体在提交电力业务许可申请前，应当取得配电区域的划分协议书或意见。

山东能监办将按照“公平公正、经济合理、界限清晰、责任明确”的原则，依据配电网项目核准内容、电网实际覆盖范围，综合考虑电网结构、电网安全、供电能力、供电质量、供电经济性等因素依法确定配电区域。

山东省增量配电业务改革试点实施方案印发：确定6个区域开展增量配电业务改革试点

确定济南市高新区智能装备城等6个区域开展增量配电业务改革试点。

关于试点项目业主的确定，方案中提到，委托试点项目所在地的市级发展改革部门通过公开招标方式优选确定增量配电网项目业主。也可通过公开招标或竞争性选择等方式择优确定增量配电网项目股东，在各股东协商一致的基础上注册成立项目公司。项目业主应为独立法人，具有与配电网投资运营相应的业务资质和投资能力。

电力交易

《四川省售电公司参与电力市场交易指导意见(暂行)》印发

售电公司可以代理除趸售区电力用户外，其他所有已纳入四川省市场放开范围的电力用户参加市场化交易，趸售区电网企业作为一个整体用户参加市场化交易，售电公司暂不得代理趸售区电网企业及其网内电力用户参加市场化交易。

河北开展分布式发电市场化交易试点通知发布：冀北电网服务区域暂不参与

参与分布式光伏发电市场化交易的项目应满足：接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体项目容量不超过20兆瓦;单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

市场交易模式可以采用一种或多种模式。分布式光伏发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。分布式光伏发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”后将其售电收入转付给分布式光伏发电项目单位。电网企业按国家核定分布式光伏发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级对应的输配电价。

冀北电网服务区域暂不参与试点。

浙江2018年度电力直接交易试点相关交易信息公布

一、发电企业可直接交易电量：享有优先发电权的发电企业，参与本次试点电量(省内发电企业为上网电量，省外发电企业为送浙江省落地电量，下同)计297.79亿千瓦时，其他发电企业参与本次试点电量限值计1435.11亿千瓦时。

二、发电企业申报价格：发电企业参与本次试点集中竞价的申报价格(省内发电企业为上网电价，省外发电企业为送浙江省落地电价)。

此外，还有湖北、甘肃、河南、黑龙江发布了碳排放、电力辅助服务、电能替代、能源发展规划等与售电相关的文件。

湖北省2017年碳排放权配额分配方案印发：344家企业纳入碳排放配额管理

湖北省发改委日前印发了《湖北省2017年碳排放权配额分配方案的通知》，根据对湖北省2014—2016年任一年综合能耗1万吨标准煤及以上的工业企业碳排放核查的结果，确定344家企业作为2017年纳入碳排放配额管理的企业(以下简称“纳入企业”)，涉及电力、钢铁、水泥、化工等15个行业。

甘肃省电力辅助服务市场运营规则发布：网留非独立电厂、自发自用式分布式光伏、扶贫光伏暂不参与

于2018年4月1日起执行。电力辅助服务市场的市场主体为已取得发电业务许可证的省内发电企业(包括火电、水电、风电、光伏)，以及经市场准入的电储能和可中断负荷电力用户。自备电厂可自愿参与电力辅助服务市场。网留非独立电厂暂不参与电力辅助服务市场。自发自用式分布式光伏、扶贫光伏暂不参与电力辅助服务市场。

《甘肃省电力辅助服务市场运营规则(试行)》中有偿调峰服务包含实时深度调峰交易、调停备用交易、可中断负荷交易、电储能交易。

实时深度调峰交易火电机组开机基准根据甘肃电网月度调度(交易)计划确定，火电机组在深度调峰交易期内平均负荷率小于有偿调峰补偿基准时获得补偿;平均负荷率大于有偿调峰补偿基准时参与分摊调峰补偿费用;平均负荷率等于调峰补偿基准时不参与补偿及分摊。

火电调停备用交易，火电月度机组组合中安排的停机备用或按调度指令超过 72 小时的停机备用，按 1 千元/万千瓦˙天进行补偿，补偿时间不超过 7 天。

可中断负荷交易，可中断负荷交易用户在平台开展集中交易，向调峰辅助服务平台申报交易时段、15 分钟用电电力曲线、意向价格等内容。市场初期，可中断负荷电力用户申报补偿价格的上限、下限分别为 0.2 元/千瓦时、0.1 元/千瓦时。

河南省电能替代工作实施方案(2016-2020)

文件要求，2020年，在能源终端消费环节形成年电能替代散烧煤、燃油消费总量650万吨标准煤的能力，带动电煤占煤炭消费比重提高约2.6个百分点、电能占终端能源消费比重提高2个百分点以上。

文件指出，结合电力体制改革，开展燃煤自备机组清洁替代试点，按照国家有关要求，支持拥有30万千瓦以下燃煤自备机组的企业积极参加电力直接交易。落实并适时完善峰谷分时电价政策，充分发挥价格信号引导电力消费、促进移峰填谷的作用，对拥有电蓄热采暖和电蓄冰制冷设备的用户，鼓励其在低谷时段蓄热蓄冰，提高“双蓄”设备运行经济性。

黑龙江省能源发展“十三五”规划：2020年市场化可交易电量达到总发电量的20%

规划中指出，黑龙江电力体制改革有待深入。黑龙江省售电侧市场竞争机制虽然初步建立，但发电企业与电力用户之间市场化交易有限市场配置资源决定性作用没有得到充分发挥。电价形成机制不完善，还没有完全形成科学灵活的价格调节机制，企业用电成本较高。

规划中提出，有序放开除公益性调节性以外的发用电计划，扩大市场化可交易电量规模，力争在2020年达到总发电量的20%。稳步推进售电侧改革，培育多元售电主体，通过试点示范，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电业务中，鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务。

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