售電必讀 | 2018年一季度電改政策梳理與售電有關的竟然有這么多！

2018-04-12 09:26:45 北極星售電網　點擊量：評論 (0)

自從2015年新一輪電力體制改革拉開帷幕后，經過兩年多的推進，一系列啃硬骨頭的改革工作陸續推開，電力市場建設、輸配電價改革、售電側改革...

自從2015年新一輪電力體制改革拉開帷幕后，經過兩年多的推進，一系列“啃硬骨頭的改革”工作陸續推開，電力市場建設、輸配電價改革、售電側改革、電力交易機構組建和規范運行、有序放開發用電計劃、開展電力現貨市場建設試點等都取得重要進展和積極成效，成就令人矚目。

2017年電力體制改革步入實操階段，綜合試點和專項試點進一步擴圍，各項改革舉措以點帶面全面鋪開，形成了綜合試點為主，多模式探索的新格局。輸配電價改革成為新一輪電改以來首個全面完成的專項改革。增量配網、售電、電力現貨市場等關注度和積極性最高的領域迎來重要進展。市場化交易規模持續擴大，市場主體更多元，交易方式更靈活。目前，全國大部分省份開展了售電側改革，建立了初步的電力市場。

2018年，我國電力體制改革持續向縱深推進，改革紅利持續釋放。今年政府工作報告提出，降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%，減輕一般工商業電價負擔。據了解，相關部門召開會議對相關工作進行部署，將采取綜合措施實現降價，主要為調整輸配電價、落實清費政策和對沖降價等三類，將在4月和7月分批落地。2018年以來，我國電力體制改革加速推進，國家發改委、能源局等及各地電改文件持續發布，為新一年的電改工作定下基調。小編經過仔細梳理，發現1-3月涉及售電行業的文件有59條之多。

(注：本文整理為政策要點)

一起跟隨小編回顧一下這些重磅文件~~

國家級：增量配電成為重點關注

一季度國家發改委、能源局一共發布了13個文件，涉及增量配電、分布式發電市場化交易、電力系統調節能力、可再生能源電力配額、發電權交易等，其中涉及增量配電的文件有3個。

國家能源局關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知：鼓勵分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易

國家發展改革委辦公廳國家能源局綜合司發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知》，通知中稱，分布式發電市場化交易有三種可選的模式，分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易的模式;分布式發電項目單位委托電網企業代售電的模式;電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價收購并在110千伏及以下的配電網內就近消納的模式。

區域電網輸電價格定價辦法、跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法、地方電網和增量配電網配電價格指導意見印發

“兩辦法一意見”的出臺，標志著我國已經建立了覆蓋跨省跨區輸電工程、區域電網、省級電網、地方電網、增量配電網的全環節輸配電價格監管制度框架，輸配電價改革成為中發﹝2015﹞9號下發以來首個全面完成的專項改革任務。“兩辦法一意見”，是建立輸配電價監管體系的重要依據，是指導制定相關價格水平的基本規則，是實現政府對壟斷行業有效監管的重要基礎。“兩辦法一意見”的出臺，將有利于促進全國統一電力市場建設，有利于促進清潔能源在更大范圍內消納，有利于促進東、西部電網均衡發展，有利于促進地方電網和增量配電網的健康發展。

電網經營行業產品成本核算制度印發：有配電業務的售電公司參照執行

國家財政部日前印發了《企業產品成本核算制度——電網經營行業》的通知，通知中稱，為了貫徹落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)，規范電網經營行業產品成本核算，促進電網經營企業加強成本管理，滿足國家輸配電定價核定和監審需要，根據《中華人民共和國會計法》、企業會計準則、《企業產品成本核算制度(試行)》等有關規定，財政部部制定了《企業產品成本核算制度——電網經營行業》，自2019年1月1日起在電網經營企業范圍內施行，有配電業務的售電公司，其配電業務參照執行。

國家發改委關于核定區域電網2018—2019年輸電價格的通知發布

國家發改委印發了《關于核定區域電網2018—2019年輸電價格的通知》，通知中規定了華北、華東、華中、東北、西北區域電網首個監管周期(2018年1月1日—2019年12月31日)兩部制輸電價格水平，其中：電量電價隨區域電網實際交易結算電量收取，由購電方承擔;容量電價隨各省級電網終端銷售電量(含市場化交易電量)收取。西北區域電網中，新疆電量電價為0.02元/千瓦時，容量電價為0.0014元/千瓦時。區域電網容量電價作為上級電網分攤費用通過省級電網輸配電價回收，不再向市場交易用戶收取;若首個監管周期未納入省級電網輸配電價，則需向市場交易用戶單獨收取。

積極推進跨省跨區電力市場化交易。通過跨省跨區專項工程參與電力市場交易的用戶，其購電價格由市場交易價格、送出省輸電價格、區域電網電量電價及損耗、落地省省級電網輸配電價(含線損和交叉補貼)和政府性基金及附加組成。

能源局2018年能源工作指導意見發布：以電改為重點推動新疆、內蒙古等地區能源綜合改革

國家能源局發布了《關于印發2018年能源工作指導意見的通知》，通知中稱，深入推進電力體制改革。持續完善中長期電力交易機制，進一步推進電力輔助服務市場建設，積極穩妥推進電力現貨市場建設試點，規范電力市場交易行為，加快推進配售電改革，完善增量配電業務改革試點配套政策，加強售電側市場規范與引導，提高電力市場化交易比重，進一步降低企業用能成本。以電力體制改革為重點，推動新疆、內蒙古等地區能源綜合改革。

電力體制改革試點。大力推進第一批106個、第二批89個增量配電業務改革試點，啟動第三批增量配電業務改革試點工作。推動南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區電力現貨市場建設試點。持續推進電力輔助服務市場專項試點工作。有序推進分布式發電市場化交易試點工作。

增量配電業務配電區域劃分實施辦法發布：一個配電區域內只有一家售電公司擁有配電網運營權

3月20日，國家發改委、國家能源局官網上同時公布了《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》的通知，通知中對增量配電業務配電區域做出了明確界定。增量配電業務配電區域是指擁有配電網運營權的售電公司向用戶配送電能，并依法經營的區域。

通知中確定了配電區域的唯一性、區域性和一致性：

唯一性：在一個配電區域內，只能由一家售電公司擁有該配電網運營權。

區域性：配電區域原則上應按照地理范圍或者行政區域劃分，應具有清晰的邊界。

一致性：配電區域劃分應與國家能源政策相銜接，原則上應與國家發改委、能源局公布的各類能源示范項目中已包含增量配電業務并明確了供電范圍的須保持一致。

分布式發電管理辦法(征求意見稿)發布：可與電力用戶直接交易也可委托電網企業代售電

國家能源局綜合司發布了關于《分布式發電管理辦法(征求意見稿)》意見的函。本辦法適用于對象包括但不限于一下分布式發電方式：分布式儲能設施，以及新能源微電網、終端一體化集成功能系統、區域能源網絡(能源互聯網)等能源綜合利用系統。

辦法中要點如下：

1) 分布式發電接網電壓等級在35 千伏及以下的，裝機容量不超過2 萬千瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后不超過2 萬千瓦);接網電壓等級在110 千伏(或66 千伏)的，裝機容量不超過5 萬千瓦且在該電壓等級范圍內就近消納。

2) 省級能源主管部門會同有關部門，組織地級市或縣(市)級能源主管部門編制分布式發電發展規劃，將分布式發電納入當地能源和電力發展規劃，所在地區電網企業配套制定分布式發電接入配網規劃。

3) 鼓勵企業，專業化能源服務公司和包括個人在內的各類電力用戶投資建設并經營分布式發電項目，豁免分布式發電項目業務許可。

4) 分布式發電項目根據各類分布式發電特點和相關政策，既可與電力用戶進行電力直接交易，也可委托電網企業代售電，也可采用全額上網方式。

5) 推薦綜合能源服務，構建用戶側智慧用能新模式：培育虛擬電廠、負荷集成等新型市場主體，建立合理的靈活性資源補償機制;鼓勵提供更多差異化能源商品和服務方案，拓展智慧用能增值服務新模式;鼓勵發展第三方運維主體，培育分布式發電運維產業。

電力系統調節能力的指導意見發布：大力推進售電側改革鼓勵售電公司制定靈活的售電電價

國家發改委、國家能源局聯合發布了《電力系統調節能力的指導意見》，意見中稱，加快電力市場建設，大幅度提高電力市場化交易比重，建立以市場為導向的促進新能源消納的制度體系。逐步建立中長期市場和現貨市場相結合的電力市場，通過彈性電價機制釋放系統靈活性。研究利用市場機制支持儲能等靈活調節電源發展的政策，充分反映調節電源的容量價值。在電力現貨市場建立之前，通過峰谷電價、分時電價等價格機制，支持電力系統調節平衡。大力推進售電側改革，鼓勵售電公司制定靈活的售電電價，促進電力消費者與生產者互動。以北方地區冬季清潔取暖為重點，鼓勵風電企業、供暖企業參與電力市場交易，探索網、源、荷三方受益的可持續發展機制。

可再生能源電力配額及考核辦法：電網、配售電企業、直購電用戶等承擔配額義務

國家能源局綜合司發布了關于征求《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》意見的函，承擔配額義務的市場主體包括省級電網企業、其他各類配售電企業(含社會資本投資的增量配電網企業)、擁有自備電廠的工業企業、參與電力市場交易的直購電用戶等。同一省級區域內的各類市場主體承擔同等配額指標，并公平參與可再生能源電力市場交易。

電力交易機構應保障可再生能源電量和其他種類的電量享有公平交易的權利，指導市場主體優先開展可再生能源電力交易，組織開展可再生能源消納專項交易。

計入可再生能源電力配額的可再生能源電力消費量包括：從可再生能源發電企業直接購入并在本主體經營區覆蓋范圍內消納的可再生能源電量;可計量的自發自用(全部或部分)可再生能源電量;從其他售電主體購入并消納的可再生能源電量。向其他各類市場主體售出的可再生能源電量計入購入企業，不再計入售出企業。

對于未完成配額指標的市場主體，核減其下一年度市場交易電量，或取消其參與下一年度電力市場交易的資格。

關于進一步促進發電權交易有關事項的通知(征求意見稿)發布：鼓勵清潔能源發電機組參與交易

《關于進一步促進發電權交易有關事項的通知(征求意見稿)》，通知中稱，現階段發電權交易是指發電企業將優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易等合同電量，通過雙邊協、商、集中競價、掛牌等市場化方式向其他發電企業進行轉讓。

電網企業應保障輸配電設施的安全穩定運行，為市場交易主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定收取輸配電費。

符合國家產業政策和相關規定的各類發電企業均可參加發電權交易。在風電、光伏發電、水電等清溪能源消納困難地區，鼓勵上網有困難的清潔能源發電機組將合同電量轉讓給其他清潔能源發電機組替代發電。

《關于進一步推進增量配電業務改革的通知(征求意見稿)》

國家發改委發布了《關于進一步推進增量配電業務改革的通知(征求意見稿)》，進一步明確了存量和增量的范圍，電網企業已經獲項目核準，但在核準文件有效期內未開工建設，視為增量配電項目。鼓勵電網存量資產參與增量配電業務改革試點，鼓勵增量配電項目業主在配電區域依托資源條件和用能需求建設分布式電源，增量配電項目業主擁有配電區域內與電網企業相同的權利，并切實履行相同的責任和義務。

區域政策：跨省、省間綱領性文件出爐

在區域政策方面，一共發布了三個文件，都是與電力交易有關。其中省間電力中長期交易實施細則于2018年2月起試運行，而南方區域跨區跨省電力交易監管辦法則標志著南方區域省間電力交易監管和行政執法工作邁出了新的步伐。深化京津唐電網電力中長期交易通知里稱要深入研究售電公司等新型市場主體的參與機制。三個區域性的電力交易文件的發布，可謂是跨省、省間交易的綱領性文件。

省間電力中長期交易實施細則(暫行)發布：2018年2月試運行

細則中對市場成員、市場準入和退出、交易品種及組織方式、交易基本要求、年度交易組織、月度交易組織、價格機制、合同管理、偏差電量結算及考核等做出了明確的規定。

發電企業準入條件：發電企業可委托電網企業代理參與省間交易，其中小水電、風電、光伏發電等可再生能源企業也可委托發電企業代理，委托必須簽訂委托協議。自備電廠暫不參與省間交易。

電力用戶：列入省(市、自治區)政府市場交易主體動態目錄。符合國家和地方產業政策及節能環保要求，落后產能、違規建設和環保不達標、違法排污項目不得參與。委托電網企業、售電公司代理參與省間交易的電力用戶，委托必須有委托協議。

售電公司：完成電力交易平臺注冊手續，并列入所在省準入售電公司名單。

省間交易按照交易標的分為省間電力直接交易、省間外送交易和省間合同交易。優先發電電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入省間電力中長期交易范疇，以合同方式予以保障執行，其全部電量交易、執行和結算均需符合本細則相關規定。

允許售電公司代理電力用戶參加市場交易，符合準入條件參加省間交易的電力用戶在同一時期內可自行或僅委托一家售電公司參與省間交易。

深化京津唐電網電力中長期交易通知發布：有序開展中長期交易深入研究售電公司等新型市場主體的參與機制

京津唐電網是歷史形成的統一電網，長期以來統一運行、統一平衡，承擔著保障首都電力供應安全的重要責任。市場化交易堅持“統一交易規則、統一組織實施、統一安全校核”的原則，以實現市場機制穩步深化的同時確保京津唐電網安全穩定運行。

通知中強調，有序開展中長期交易，深入研究售電公司等新型市場主體的參與機制，逐步規范售電公司市場行為。

《南方區域跨區跨省電力交易監管辦法(試行)》

辦法為依法依規對新一輪電改以來組建的區域交易機構實施監管奠定了堅實基礎，標志著南方區域省間電力交易監管和行政執法工作邁出了新的步伐。

《監管辦法》立足監管機構“三定”方案賦予的職責和現行電力監管法規規章，堅持“法無授權不可為，法定職責必須為”的原則，重點對相關方遵守國家批準的交易規則情況實施監管。《監管辦法》包括總則、監管內容、監管措施和法律責任等內容。將南方區域跨區跨省交易監管涉及的成員分為市場交易主體、電力交易機構、電力調度機構和電網企業四個類別，并根據各自在市場交易中扮演的角色，分別明確了各自的監管內容;同時，根據《電力監管條例》和電改系列文件規定，明確在監管工作中可以采取信息報送、爭議調解、信息系統接入、現場檢查、監管通報、責令改正和信用聯合懲戒等監管措施，對相關違規行為可以進行行政處罰。

規模空前全國2018年14個省市交易規模9630億千瓦時

一季度，共有7個省份發布了電力交易規模的文件，其中福建600億千瓦時規模、安徽580億千瓦時、四川550億千瓦時、遼寧870億千瓦時、河北南部電網440億千瓦時、江西240億千瓦時、廣西330億千瓦時，冀北也于4月3日發文，公布了300億千瓦時的直接交易規模。加上2017年末6省市發布的電力直接交易規模(江蘇省：1900億，廣東省：1600億千瓦時，山東省：1300億，山西省：650億，上海市：150億，黑龍江省：120億)，至此，全國已公布的電力直接交易規模達到9630億千瓦時!另外，京津唐公布了二季度電力直接交易規模為111.32億千瓦時，江蘇也在有序放開發用電計劃工作方案中公布了2017-2019年交易電量規模1300-3000億千瓦時。

福建2018年電力市場交易總體方案敲定：規模600億千瓦時

2018年福建省市場交易電量規模在600億千瓦時左右，市場交易總體按照年度雙邊協商直接交易和月度競價或掛牌交易方式安排。

市場主體準入方面：

電力用戶：全省電網覆蓋范圍內(包括直供區和躉售區)，符合產業和環保政策，電壓等級10KV及以上、2017年購電量1000萬千瓦時及以上的工業企業，2017年新投產的用戶月均購電量應達到80萬千瓦時及以上。

發電企業：單機容量30萬千瓦及以上統調燃煤發電機組(含熱電聯產)、核電機組及單機5萬千瓦及以上具備調節能力的水電機組和總裝機10萬千瓦以上的水電企業、統調陸上風電機組。

售電公司：通過注冊公示并且簽約交易電量達到2000萬千瓦時及以上。

安徽2018年電力直接交易總規模將在580億千瓦時

2018年直接交易規模為580億千瓦時，其中雙邊交易規模為450億千瓦時，年度集中交易規模70億千瓦時，月度集中交易規模60億千瓦時。

在通知中提到，同一投資主體控股的售電公司，全年合計成交電量控制在60億千瓦時以內。

廣西《2018年廣西電力市場交易實施方案和實施細則的通知》：330億千瓦時

2018年開展年度、月度市場交易，市場交易電量規模達到當年全區全社會用電量的20%以上，即330億千瓦時左右，視市場情況調，適時組織水電、光伏、風電等參與市場交易。其中，年度長期協議交易規模約280億千瓦時，月度交易規模根據市場情況及年度交易剩余電量靈活安排。

四川2018年省內電力市場化交易實施方案發布：規模550億千瓦時

四川2018年直接交易電量規模在550億千瓦時左右，留存電量規模95億千瓦時。市場化方案包括直接交易、富余電量交易、留存電量交易。

四川2018年直接交易用戶共有1459家。電力用戶一旦確定參與市場，當年內不得退出市場，無論是否有交易成交電量，全部用電量按市場機制定價結逄，不再執行目錄電價。電力用戶選擇通過售電公司參與市場的，其全部市場化電量只能通過一家售電公司進行交易，且不得再與發電企業直接交易。

留存電量交易：留存電量原則上應明確參與發電企業、電力用戶各水期計劃，在水期計劃范圍內確定分月計劃。留存電量只能在本市(州)范圍內轉讓。相關市(州)供電公司每月25日前向四川電力交易中心提交次月各相關電廠留存電量計劃，四川電力交易中心納入交易計劃安排。

富余電量交易：用電企業在富余電量政策實施期間超過基數的部分為富余電量，富余電量按月度進行結算。實施時間為2018年6-10月。富余電量通過月度復式競價撮合交易方式實施。

遼寧2018年交易規模公布：870億度

遼寧今年的交易規模擴大至全省工商業售電量的60%以上(2017年為40%)，預計達到870億千瓦時!這樣的市場規模已然不小，其中跨省交易規模暫時安排為230億千瓦時，也就是說省內交易規模也有640億千瓦時!

440億千瓦時河北南部電網2018年電力直接交易規模敲定

2018年度河北南部電網交易總規模為440億千瓦時(用戶側，折算發電側為490億千瓦時)，其中年度交易390億千瓦時，月度交易50億千瓦時。

年度交易規模含跨省跨區交易35億千瓦時，山西送河北長協之外、蒙西、西南水電、京津唐作為跨省跨區的網間電量(含增量部分)，參與河北南網的電力直接交易。

江西省2018年度電力直接交易規模敲定：240億千瓦時以上偏差考核±5%

2018年江西直接交易電量規模不低于240億千瓦時，同比增長60%以上，電力用戶、售電公司與發電企業直接交易合同電量允許偏差不超過±5。

電力用戶為35千伏及以上電壓等級，省級以上工業園區、國家級增量配電業務改革試點區域及省級售電側改革試點區域10千伏電壓等級電力用戶。

二季度京津唐地區電力直接交易規模111.32億千瓦時

二季度京津唐地區電力直接交易規模為111.32億千瓦時，交易時間為2018年4月1日至2018年6月30日。通過售電公司購電的冀北電力用戶，用戶側電價還需疊加購電服務價格。

電力中長期交易規則

一季度共有6個省份發布了電力中長期交易規則，分別為內蒙古東部、黑龍江、吉林、湖南、河北南部、云南，也為各省2018年的電力交易指明了方向，其中內蒙古東部明確提出，發電企業可接參與跨省跨區交易，黑龍江將適時啟動電力現貨市場建設，吉林規定擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等的發電企業可以參與合同轉讓交易。山西則規定了8種免考核情況，在河北南部電網規定，銀行履約保函額度200萬起步。云南則提出3%以內免偏差電費。

《內蒙古東部地區電力中長期交易規則》印發：電力用戶可按全電量參與市場交易

現階段，參與直接交易的電力用戶可按全電量或者用電量的一定比例參與市場交易，根據蒙東發用電計劃放開逐步擴展至全電量參與，逐步取消目錄電價。參與直接交易的電力用戶不得隨意退出市場。

《黑龍江省電力中長期交易規則》印發：適時啟動黑龍江電力現貨市場建設

待條件成熟后，適時啟動黑龍江電力現貨市場建設,建立以電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。

《吉林省電力中長期交易規則》印發：適用于吉林省合同電量轉讓交易

現階段，吉林省電力中長期交易主要開展年度交易、月度(季度)交易。擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等的發電企業可以參與合同轉讓交易。

云南電力市場中長期交易實施細則印發：3%以內免偏差電費

通知中明確指出電力用戶準入條件是10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自愿進入市場。其次，云南對于獨立輔助服務提供者鼓勵電儲能設備、需求側(如可中斷負荷)等嘗試參與。市場主體進入市場后又自愿退出市場的或被強制退出的，3年內不得參與電力市場交易。

北極星售電網注意到，此次印發的細則照比之前在2017年3月13日下發的云南電力市場中長期交易實施細則(征求意見稿)間隔了十個月的時間。細則中規定，交易品種包括電力直接交易(含跨境電量交易，下同)、跨省跨區電量交易、合約電量轉讓交易，以及輔助服務(交易)機制等。具備條件時可開展分時(如峰谷平)電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易(調度)曲線。

合約電量偏差首先由市場主體通過事后合約轉讓交易解決，事后合約轉讓交易后還有少發電量的，按月度上、下調服務和偏差電量結算機制處理。3%以內的部分免除偏差電費。

本實施細則自公布之日起實施，有效期至2019年12月31日。

山西執行電力中長期交易規則有關事宜發布：8種情況免考核

2%以外的少發用電量需要支付偏差考核費用，有8種情況經認定可免除直接參與電力交易的市場主體偏差考核。

河北南部電網電力中長期交易規則發布：銀行履約保函額度200萬起步

規則適用于河北南部電網現階段開展的電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、抽水電呈招標采購交易等。適時啟動電力現貨市場建設，建立以電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。

通知中稱，售電公司暫不能代理發電企業參與直接交易。

建立售電公司履約保函制度，待執行電量超過30億千瓦時的售電公司，暫需提供不低于2000萬元人民幣的銀行履約保函;超過6億千瓦時的售電公司，需提供不低于500萬人民幣的保函。低于6億千瓦時，需提供不低于200萬人民幣的保函。同時，建立售電公司信用評價體系，按照信用程度，調整銀行履約保函額度。

湖南省電力中長期交易實施細則(2018年01版)發布

湖南電力交易中心日前發布了《湖南省電力中長期交易實施細則(2018年01版),本次是對2017年9月發布的《湖南省電力中長期交易實施細則(試行)進行了修訂。

湖南省電力中長期交易規則修改增補條款

《湖南省電力中長期交易規則修改增補條款(第一次)》，通知中稱，經廣泛征求意見，對《湖南省電力中長期交易規則(試行)》部分條款內容進行了修改，并增補了相關條款，共有14個條款改動。