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

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、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、开展电力现货市场建设试点等都取得重要进展和积极成效，成就令人瞩目。

2017年电力体制改革步入实操阶段，综合试点和专项试点进一步扩围，各项改革举措以点带面全面铺开，形成了综合试点为主，多模式探索的新格局。输配电价改革成为新一轮电改以来首个全面完成的专项改革。增量配网、售电、电力现货市场等关注度和积极性最高的领域迎来重要进展。市场化交易规模持续扩大，市场主体更多元，交易方式更灵活。目前，全国大部分省份开展了售电侧改革，建立了初步的电力市场。

2018年，我国电力体制改革持续向纵深推进，改革红利持续释放。今年政府工作报告提出，降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%，减轻一般工商业电价负担。据了解，相关部门召开会议对相关工作进行部署，将采取综合措施实现降价，主要为调整输配电价、落实清费政策和对冲降价等三类，将在4月和7月分批落地。2018年以来，我国电力体制改革加速推进，国家发改委、能源局等及各地电改文件持续发布，为新一年的电改工作定下基调。小编经过仔细梳理，发现1-3月涉及售电行业的文件有59条之多。

(注：本文整理为政策要点)

一起跟随小编回顾一下这些重磅文件~~

国家级：增量配电成为重点关注

一季度国家发改委、能源局一共发布了13个文件，涉及增量配电、分布式发电市场化交易、电力系统调节能力、可再生能源电力配额、发电权交易等，其中涉及增量配电的文件有3个。

国家能源局关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知：鼓励分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易

国家发展改革委办公厅国家能源局综合司发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，通知中称，分布式发电市场化交易有三种可选的模式，分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易的模式;分布式发电项目单位委托电网企业代售电的模式;电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购并在110千伏及以下的配电网内就近消纳的模式。

区域电网输电价格定价办法、跨省跨区专项工程输电价格定价办法、地方电网和增量配电网配电价格指导意见印发

“两办法一意见”的出台，标志着我国已经建立了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架，输配电价改革成为中发﹝2015﹞9号下发以来首个全面完成的专项改革任务。“两办法一意见”，是建立输配电价监管体系的重要依据，是指导制定相关价格水平的基本规则，是实现政府对垄断行业有效监管的重要基础。“两办法一意见”的出台，将有利于促进全国统一电力市场建设，有利于促进清洁能源在更大范围内消纳，有利于促进东、西部电网均衡发展，有利于促进地方电网和增量配电网的健康发展。

电网经营行业产品成本核算制度印发：有配电业务的售电公司参照执行

国家财政部日前印发了《企业产品成本核算制度——电网经营行业》的通知，通知中称，为了贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)，规范电网经营行业产品成本核算，促进电网经营企业加强成本管理，满足国家输配电定价核定和监审需要，根据《中华人民共和国会计法》、企业会计准则、《企业产品成本核算制度(试行)》等有关规定，财政部部制定了《企业产品成本核算制度——电网经营行业》，自2019年1月1日起在电网经营企业范围内施行，有配电业务的售电公司，其配电业务参照执行。

国家发改委关于核定区域电网2018—2019年输电价格的通知发布

国家发改委印发了《关于核定区域电网2018—2019年输电价格的通知》，通知中规定了华北、华东、华中、东北、西北区域电网首个监管周期(2018年1月1日—2019年12月31日)两部制输电价格水平，其中：电量电价随区域电网实际交易结算电量收取，由购电方承担;容量电价随各省级电网终端销售电量(含市场化交易电量)收取。西北区域电网中，新疆电量电价为0.02元/千瓦时，容量电价为0.0014元/千瓦时。区域电网容量电价作为上级电网分摊费用通过省级电网输配电价回收，不再向市场交易用户收取;若首个监管周期未纳入省级电网输配电价，则需向市场交易用户单独收取。

积极推进跨省跨区电力市场化交易。通过跨省跨区专项工程参与电力市场交易的用户，其购电价格由市场交易价格、送出省输电价格、区域电网电量电价及损耗、落地省省级电网输配电价(含线损和交叉补贴)和政府性基金及附加组成。

能源局2018年能源工作指导意见发布：以电改为重点推动新疆、内蒙古等地区能源综合改革

国家能源局发布了《关于印发2018年能源工作指导意见的通知》，通知中称，深入推进电力体制改革。持续完善中长期电力交易机制，进一步推进电力辅助服务市场建设，积极稳妥推进电力现货市场建设试点，规范电力市场交易行为，加快推进配售电改革，完善增量配电业务改革试点配套政策，加强售电侧市场规范与引导，提高电力市场化交易比重，进一步降低企业用能成本。以电力体制改革为重点，推动新疆、内蒙古等地区能源综合改革。

电力体制改革试点。大力推进第一批106个、第二批89个增量配电业务改革试点，启动第三批增量配电业务改革试点工作。推动南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区电力现货市场建设试点。持续推进电力辅助服务市场专项试点工作。有序推进分布式发电市场化交易试点工作。

增量配电业务配电区域划分实施办法发布：一个配电区域内只有一家售电公司拥有配电网运营权

3月20日，国家发改委、国家能源局官网上同时公布了《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》的通知，通知中对增量配电业务配电区域做出了明确界定。增量配电业务配电区域是指拥有配电网运营权的售电公司向用户配送电能，并依法经营的区域。

通知中确定了配电区域的唯一性、区域性和一致性：

唯一性：在一个配电区域内，只能由一家售电公司拥有该配电网运营权。

区域性：配电区域原则上应按照地理范围或者行政区域划分，应具有清晰的边界。

一致性：配电区域划分应与国家能源政策相衔接，原则上应与国家发改委、能源局公布的各类能源示范项目中已包含增量配电业务并明确了供电范围的须保持一致。

分布式发电管理办法(征求意见稿)发布：可与电力用户直接交易也可委托电网企业代售电

国家能源局综合司发布了关于《分布式发电管理办法(征求意见稿)》意见的函。本办法适用于对象包括但不限于一下分布式发电方式：分布式储能设施，以及新能源微电网、终端一体化集成功能系统、区域能源网络(能源互联网)等能源综合利用系统。

办法中要点如下：

1) 分布式发电接网电压等级在35 千伏及以下的，装机容量不超过2 万千瓦(有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过2 万千瓦);接网电压等级在110 千伏(或66 千伏)的，装机容量不超过5 万千瓦且在该电压等级范围内就近消纳。

2) 省级能源主管部门会同有关部门，组织地级市或县(市)级能源主管部门编制分布式发电发展规划，将分布式发电纳入当地能源和电力发展规划，所在地区电网企业配套制定分布式发电接入配网规划。

3) 鼓励企业，专业化能源服务公司和包括个人在内的各类电力用户投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目业务许可。

4) 分布式发电项目根据各类分布式发电特点和相关政策，既可与电力用户进行电力直接交易，也可委托电网企业代售电，也可采用全额上网方式。

5) 推荐综合能源服务，构建用户侧智慧用能新模式：培育虚拟电厂、负荷集成等新型市场主体，建立合理的灵活性资源补偿机制;鼓励提供更多差异化能源商品和服务方案，拓展智慧用能增值服务新模式;鼓励发展第三方运维主体，培育分布式发电运维产业。

电力系统调节能力的指导意见发布：大力推进售电侧改革鼓励售电公司制定灵活的售电电价

国家发改委、国家能源局联合发布了《电力系统调节能力的指导意见》，意见中称，加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重，建立以市场为导向的促进新能源消纳的制度体系。逐步建立中长期市场和现货市场相结合的电力市场，通过弹性电价机制释放系统灵活性。研究利用市场机制支持储能等灵活调节电源发展的政策，充分反映调节电源的容量价值。在电力现货市场建立之前，通过峰谷电价、分时电价等价格机制，支持电力系统调节平衡。大力推进售电侧改革，鼓励售电公司制定灵活的售电电价，促进电力消费者与生产者互动。以北方地区冬季清洁取暖为重点，鼓励风电企业、供暖企业参与电力市场交易，探索网、源、荷三方受益的可持续发展机制。

可再生能源电力配额及考核办法：电网、配售电企业、直购电用户等承担配额义务

国家能源局综合司发布了关于征求《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》意见的函，承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等。同一省级区域内的各类市场主体承担同等配额指标，并公平参与可再生能源电力市场交易。

电力交易机构应保障可再生能源电量和其他种类的电量享有公平交易的权利，指导市场主体优先开展可再生能源电力交易，组织开展可再生能源消纳专项交易。

计入可再生能源电力配额的可再生能源电力消费量包括：从可再生能源发电企业直接购入并在本主体经营区覆盖范围内消纳的可再生能源电量;可计量的自发自用(全部或部分)可再生能源电量;从其他售电主体购入并消纳的可再生能源电量。向其他各类市场主体售出的可再生能源电量计入购入企业，不再计入售出企业。

对于未完成配额指标的市场主体，核减其下一年度市场交易电量，或取消其参与下一年度电力市场交易的资格。

关于进一步促进发电权交易有关事项的通知(征求意见稿)发布：鼓励清洁能源发电机组参与交易

《关于进一步促进发电权交易有关事项的通知(征求意见稿)》，通知中称，现阶段发电权交易是指发电企业将优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易等合同电量，通过双边协、商、集中竞价、挂牌等市场化方式向其他发电企业进行转让。

电网企业应保障输配电设施的安全稳定运行，为市场交易主体提供公平的输配电服务和电网接入服务，按规定收取输配电费。

符合国家产业政策和相关规定的各类发电企业均可参加发电权交易。在风电、光伏发电、水电等清溪能源消纳困难地区，鼓励上网有困难的清洁能源发电机组将合同电量转让给其他清洁能源发电机组替代发电。

《关于进一步推进增量配电业务改革的通知(征求意见稿)》

国家发改委发布了《关于进一步推进增量配电业务改革的通知(征求意见稿)》，进一步明确了存量和增量的范围，电网企业已经获项目核准，但在核准文件有效期内未开工建设，视为增量配电项目。鼓励电网存量资产参与增量配电业务改革试点，鼓励增量配电项目业主在配电区域依托资源条件和用能需求建设分布式电源，增量配电项目业主拥有配电区域内与电网企业相同的权利，并切实履行相同的责任和义务。

区域政策：跨省、省间纲领性文件出炉

在区域政策方面，一共发布了三个文件，都是与电力交易有关。其中省间电力中长期交易实施细则于2018年2月起试运行，而南方区域跨区跨省电力交易监管办法则标志着南方区域省间电力交易监管和行政执法工作迈出了新的步伐。深化京津唐电网电力中长期交易通知里称要深入研究售电公司等新型市场主体的参与机制。三个区域性的电力交易文件的发布，可谓是跨省、省间交易的纲领性文件。

省间电力中长期交易实施细则(暂行)发布：2018年2月试运行

细则中对市场成员、市场准入和退出、交易品种及组织方式、交易基本要求、年度交易组织、月度交易组织、价格机制、合同管理、偏差电量结算及考核等做出了明确的规定。

发电企业准入条件：发电企业可委托电网企业代理参与省间交易，其中小水电、风电、光伏发电等可再生能源企业也可委托发电企业代理，委托必须签订委托协议。自备电厂暂不参与省间交易。

电力用户：列入省(市、自治区)政府市场交易主体动态目录。符合国家和地方产业政策及节能环保要求，落后产能、违规建设和环保不达标、违法排污项目不得参与。委托电网企业、售电公司代理参与省间交易的电力用户，委托必须有委托协议。

售电公司：完成电力交易平台注册手续，并列入所在省准入售电公司名单。

省间交易按照交易标的分为省间电力直接交易、省间外送交易和省间合同交易。优先发电电量现阶段视为厂网双边交易电量，签订厂网间购售电合同，纳入省间电力中长期交易范畴，以合同方式予以保障执行，其全部电量交易、执行和结算均需符合本细则相关规定。

允许售电公司代理电力用户参加市场交易，符合准入条件参加省间交易的电力用户在同一时期内可自行或仅委托一家售电公司参与省间交易。

深化京津唐电网电力中长期交易通知发布：有序开展中长期交易深入研究售电公司等新型市场主体的参与机制

京津唐电网是历史形成的统一电网，长期以来统一运行、统一平衡，承担着保障首都电力供应安全的重要责任。市场化交易坚持“统一交易规则、统一组织实施、统一安全校核”的原则，以实现市场机制稳步深化的同时确保京津唐电网安全稳定运行。

通知中强调，有序开展中长期交易，深入研究售电公司等新型市场主体的参与机制，逐步规范售电公司市场行为。

《南方区域跨区跨省电力交易监管办法(试行)》

办法为依法依规对新一轮电改以来组建的区域交易机构实施监管奠定了坚实基础，标志着南方区域省间电力交易监管和行政执法工作迈出了新的步伐。

《监管办法》立足监管机构“三定”方案赋予的职责和现行电力监管法规规章，坚持“法无授权不可为，法定职责必须为”的原则，重点对相关方遵守国家批准的交易规则情况实施监管。《监管办法》包括总则、监管内容、监管措施和法律责任等内容。将南方区域跨区跨省交易监管涉及的成员分为市场交易主体、电力交易机构、电力调度机构和电网企业四个类别，并根据各自在市场交易中扮演的角色，分别明确了各自的监管内容;同时，根据《电力监管条例》和电改系列文件规定，明确在监管工作中可以采取信息报送、争议调解、信息系统接入、现场检查、监管通报、责令改正和信用联合惩戒等监管措施，对相关违规行为可以进行行政处罚。

规模空前全国2018年14个省市交易规模9630亿千瓦时

一季度，共有7个省份发布了电力交易规模的文件，其中福建600亿千瓦时规模、安徽580亿千瓦时、四川550亿千瓦时、辽宁870亿千瓦时、河北南部电网440亿千瓦时、江西240亿千瓦时、广西330亿千瓦时，冀北也于4月3日发文，公布了300亿千瓦时的直接交易规模。加上2017年末6省市发布的电力直接交易规模(江苏省：1900亿，广东省：1600亿千瓦时，山东省：1300亿，山西省：650亿，上海市：150亿，黑龙江省：120亿)，至此，全国已公布的电力直接交易规模达到9630亿千瓦时!另外，京津唐公布了二季度电力直接交易规模为111.32亿千瓦时，江苏也在有序放开发用电计划工作方案中公布了2017-2019年交易电量规模1300-3000亿千瓦时。

福建2018年电力市场交易总体方案敲定：规模600亿千瓦时

2018年福建省市场交易电量规模在600亿千瓦时左右，市场交易总体按照年度双边协商直接交易和月度竞价或挂牌交易方式安排。

市场主体准入方面：

电力用户：全省电网覆盖范围内(包括直供区和趸售区)，符合产业和环保政策，电压等级10KV及以上、2017年购电量1000万千瓦时及以上的工业企业，2017年新投产的用户月均购电量应达到80万千瓦时及以上。

发电企业：单机容量30万千瓦及以上统调燃煤发电机组(含热电联产)、核电机组及单机5万千瓦及以上具备调节能力的水电机组和总装机10万千瓦以上的水电企业、统调陆上风电机组。

售电公司：通过注册公示并且签约交易电量达到2000万千瓦时及以上。

安徽2018年电力直接交易总规模将在580亿千瓦时

2018年直接交易规模为580亿千瓦时，其中双边交易规模为450亿千瓦时，年度集中交易规模70亿千瓦时，月度集中交易规模60亿千瓦时。

在通知中提到，同一投资主体控股的售电公司，全年合计成交电量控制在60亿千瓦时以内。

广西《2018年广西电力市场交易实施方案和实施细则的通知》：330亿千瓦时

2018年开展年度、月度市场交易，市场交易电量规模达到当年全区全社会用电量的20%以上，即330亿千瓦时左右，视市场情况调，适时组织水电、光伏、风电等参与市场交易。其中，年度长期协议交易规模约280亿千瓦时，月度交易规模根据市场情况及年度交易剩余电量灵活安排。

四川2018年省内电力市场化交易实施方案发布：规模550亿千瓦时

四川2018年直接交易电量规模在550亿千瓦时左右，留存电量规模95亿千瓦时。市场化方案包括直接交易、富余电量交易、留存电量交易。

四川2018年直接交易用户共有1459家。电力用户一旦确定参与市场，当年内不得退出市场，无论是否有交易成交电量，全部用电量按市场机制定价结逄，不再执行目录电价。电力用户选择通过售电公司参与市场的，其全部市场化电量只能通过一家售电公司进行交易，且不得再与发电企业直接交易。

留存电量交易：留存电量原则上应明确参与发电企业、电力用户各水期计划，在水期计划范围内确定分月计划。留存电量只能在本市(州)范围内转让。相关市(州)供电公司每月25日前向四川电力交易中心提交次月各相关电厂留存电量计划，四川电力交易中心纳入交易计划安排。

富余电量交易：用电企业在富余电量政策实施期间超过基数的部分为富余电量，富余电量按月度进行结算。实施时间为2018年6-10月。富余电量通过月度复式竞价撮合交易方式实施。

辽宁2018年交易规模公布：870亿度

辽宁今年的交易规模扩大至全省工商业售电量的60%以上(2017年为40%)，预计达到870亿千瓦时!这样的市场规模已然不小，其中跨省交易规模暂时安排为230亿千瓦时，也就是说省内交易规模也有640亿千瓦时!

440亿千瓦时河北南部电网2018年电力直接交易规模敲定

2018年度河北南部电网交易总规模为440亿千瓦时(用户侧，折算发电侧为490亿千瓦时)，其中年度交易390亿千瓦时，月度交易50亿千瓦时。

年度交易规模含跨省跨区交易35亿千瓦时，山西送河北长协之外、蒙西、西南水电、京津唐作为跨省跨区的网间电量(含增量部分)，参与河北南网的电力直接交易。

江西省2018年度电力直接交易规模敲定：240亿千瓦时以上偏差考核±5%

2018年江西直接交易电量规模不低于240亿千瓦时，同比增长60%以上，电力用户、售电公司与发电企业直接交易合同电量允许偏差不超过±5。

电力用户为35千伏及以上电压等级，省级以上工业园区、国家级增量配电业务改革试点区域及省级售电侧改革试点区域10千伏电压等级电力用户。

二季度京津唐地区电力直接交易规模111.32亿千瓦时

二季度京津唐地区电力直接交易规模为111.32亿千瓦时，交易时间为2018年4月1日至2018年6月30日。通过售电公司购电的冀北电力用户，用户侧电价还需叠加购电服务价格。

电力中长期交易规则

一季度共有6个省份发布了电力中长期交易规则，分别为内蒙古东部、黑龙江、吉林、湖南、河北南部、云南，也为各省2018年的电力交易指明了方向，其中内蒙古东部明确提出，发电企业可接参与跨省跨区交易，黑龙江将适时启动电力现货市场建设，吉林规定拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业可以参与合同转让交易。山西则规定了8种免考核情况，在河北南部电网规定，银行履约保函额度200万起步。云南则提出3%以内免偏差电费。

《内蒙古东部地区电力中长期交易规则》印发：电力用户可按全电量参与市场交易

现阶段，参与直接交易的电力用户可按全电量或者用电量的一定比例参与市场交易，根据蒙东发用电计划放开逐步扩展至全电量参与，逐步取消目录电价。参与直接交易的电力用户不得随意退出市场。

《黑龙江省电力中长期交易规则》印发：适时启动黑龙江电力现货市场建设

待条件成熟后，适时启动黑龙江电力现货市场建设,建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。

《吉林省电力中长期交易规则》印发：适用于吉林省合同电量转让交易

现阶段，吉林省电力中长期交易主要开展年度交易、月度(季度)交易。拥有优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易合同等的发电企业可以参与合同转让交易。

云南电力市场中长期交易实施细则印发：3%以内免偏差电费

通知中明确指出电力用户准入条件是10千伏及以上电压等级电力用户，鼓励优先购电的企业和电力用户自愿进入市场。其次，云南对于独立辅助服务提供者鼓励电储能设备、需求侧(如可中断负荷)等尝试参与。市场主体进入市场后又自愿退出市场的或被强制退出的，3年内不得参与电力市场交易。

北极星售电网注意到，此次印发的细则照比之前在2017年3月13日下发的云南电力市场中长期交易实施细则(征求意见稿)间隔了十个月的时间。细则中规定，交易品种包括电力直接交易(含跨境电量交易，下同)、跨省跨区电量交易、合约电量转让交易，以及辅助服务(交易)机制等。具备条件时可开展分时(如峰谷平)电量交易，鼓励双边协商交易约定电力交易(调度)曲线。

合约电量偏差首先由市场主体通过事后合约转让交易解决，事后合约转让交易后还有少发电量的，按月度上、下调服务和偏差电量结算机制处理。3%以内的部分免除偏差电费。

本实施细则自公布之日起实施，有效期至2019年12月31日。

山西执行电力中长期交易规则有关事宜发布：8种情况免考核

2%以外的少发用电量需要支付偏差考核费用，有8种情况经认定可免除直接参与电力交易的市场主体偏差考核。

河北南部电网电力中长期交易规则发布：银行履约保函额度200万起步

规则适用于河北南部电网现阶段开展的电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、抽水电呈招标采购交易等。适时启动电力现货市场建设，建立以电力中长期交易和现货交易相结合的市场化电力电量平衡机制。

通知中称，售电公司暂不能代理发电企业参与直接交易。

建立售电公司履约保函制度，待执行电量超过30亿千瓦时的售电公司，暂需提供不低于2000万元人民币的银行履约保函;超过6亿千瓦时的售电公司，需提供不低于500万人民币的保函。低于6亿千瓦时，需提供不低于200万人民币的保函。同时，建立售电公司信用评价体系，按照信用程度，调整银行履约保函额度。

湖南省电力中长期交易实施细则(2018年01版)发布

湖南电力交易中心日前发布了《湖南省电力中长期交易实施细则(2018年01版),本次是对2017年9月发布的《湖南省电力中长期交易实施细则(试行)进行了修订。

湖南省电力中长期交易规则修改增补条款

《湖南省电力中长期交易规则修改增补条款(第一次)》，通知中称，经广泛征求意见，对《湖南省电力中长期交易规则(试行)》部分条款内容进行了修改，并增补了相关条款，共有14个条款改动。