增量配电改革试点迈出实质性步伐

增量配电改革试点迈出实质性步伐

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，今年的能源工作指导意见中指出将大力推进第一批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。

作为改革的“关键一环”，输配电价一向颇受关注。新年伊始，“两办法一意见”的出台，以及紧随其后输配电服务成本核算制度的发布，被认为是国家对输配电价领域全面监管的标志。

事实上，早在2017年底，国家发展改革委就已出台区域电网、跨省跨区专项工程输电价格定价办法以及地方电网和增量配电网配电价格指导意见，纵深推进输配电价改革。

进入2018年，各地增量配电业务改革试点工作纷纷迈出实质性步伐，山东省确定济南市高新区智能装备城等6个区域将开展增量配电业务改革试点，江苏省则向省内的配售电公司颁发了首张电网企业之外的供电类电力业务许可证。

随后，调整宁东直流等专项工程首个监管周期内输电价格、执行单一制电量电价的通知发布，该通知界定了通过跨省跨区专项工程参与电力市场交易用户的购电价格构成。行业普遍认为这是政府积极推进跨省跨区电力市场化交易的一个重要信号，科学规范透明的输配电价监管制度正在逐步建立。

3月13日，《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》印发，其中明确界定了增量配电业务区域并确定了配电区域的唯一性、区域性和一致性，即一个配电区域内，只能有一家售电公司拥有该配电网运营权。可以预见，在划分有了政策依据的未来，各地增量配电区域的规划困境将更容易突破，改革试点工作也将更稳妥推进。

分布式发电市场化交易实现关键突破

2017年年末到2018年一季度，分布式发电市场化交易试点相关政策密集出台。

先是酝酿8个月的开展分布式发电市场化交易试点的通知正式发布，其中界定了交易项目、交易机制、交易模式、过网费征收标准、试点地区方案等内容。

作为业内翘首企盼的新规，该通知的关键突破在于明确了分布式发电项目与电力用户交易的“过网费”，即分布式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”。另外，通知中还鼓励分布式发电项目采取多能互补方式建设、安装储能设施。

3月，分布式发电管理办法征求意见稿发布，进一步为分布式发电市场化交易提供有利政策支撑。管理办法积极推动《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》中明确的三种分布式发电市场化交易可选模式，即分布式发电与配电网内就近电力用户的电力交易，发电项目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，或者采用全额上网方式。其中更指出，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均可投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可。

一季度，我国分布式发电市场化交易利好消息不断，“隔墙售电”何时实现?分布式发电是否会迎来爆发式增长?新规的执行落实值得期待。

市场化交易实施步骤进入规范阶段

除了《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》《分布式发电管理办法(征求意见稿)》等重磅文件的发布，一季度电力市场交易领域还有多项实施细则发布。细则型新规发布进入密集阶段，也从一个角度反映出“鼓励→规范→深化”的电力市场化交易实施步骤正在逐步进入“规范”阶段。

1月30日，作为我国推进电力改革的重要交易市场之一，北京电力交易中心发布了省间电力中长期交易实施细则的报送稿。其中对市场成员、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。

与此同时，各地政府也在积极推进电力市场化交易。

早在2016年底发布的电力中长期交易基本规则已对电力中长期交易规则的相关细节做出规定，其时各省均因地制宜制定了相应的电力市场交易基本规则。但与当时各省对省间交易及市场主体界定的态度模糊不同的是，本轮发布的地方交易规则开始指向省间壁垒和市场主体限制等相关问题。

国家能源局华北监管局(办)等四部门发布深化京津唐三地电网电力中长期交易的通知，三地联动，京津唐电网范围内统一开展电力中长期交易，在京津唐电网范围内统一有序开展中长期交易，准入的发电企业、电力大用户、售电企业均可参加包括直接交易、跨省跨区交易在内的年度双边交易。

而福建最新版本的电力市场交易规则中“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”等内容，意味着配售电公司可参照电网企业的职责做好配网内的用电费结算。