【山西直供电折戟 售电痛点咋解决?】售电一周要闻(1127-1201)

不久之前，国家发展改革委刚刚指导山西省发展改革委对山西省电力行业协会组织23家火电企业达成并实施直供电价格垄断协议一案作出处理决定，并依法处罚7338万元。这是《中华人民共和国反垄断法》公布10年、实施9年来，第一次对大型电力企业开出罚单。

7338万元的垄断处罚缘何而来?作为大用户直供电交易的试点省份，山西缘何被推上“风口浪尖”?

随着售电改革的落地，市场竞争越来越激烈。除了赚取用户和发电商之间信息不对称的价差之外，售电公司也应该思考更长效、可持续的发展模式。电力改革及电力产业链的细化推动着电力交易品种、交易周期、交易方式、竞争格局等因素发生了显著变化，电力用户需求更加多样，同时也对发电企业、售电公司的能力提出新的要求，例如如何适应这些变化;如何细分用户、提出差异化的服务;如何规避交易风险，提升服务能力等，这些是目前普遍关注的问题该如何解决?

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政策类：

国家发改委取消临时接电费并进一步明确自备电厂有关收费政策

为贯彻落实好国务院要求，进一步助推企业减负，推进供给侧结构性改革，近日，国家发展改革委出台了《关于取消临时接电费和明确自备电厂有关收费政策的通知》。通知规定，自2017年12月1日起，临时用电的电力用户不再缴纳临时接电费，已向电力用户收取的临时接电费，电网企业要按照合同约定及时组织清退。通知还规定，各省级价格主管部门要结合实际，研究出台减免余热、余压、余气自备电厂政策性交叉补贴和系统备用费的办法;在办法中要明确该类自备电厂的资质认定和运行监管要求，对安全生产不合规，能效、环保指标不达标，未按期开展改造升级等工作的自备电厂，要依法依规予以严肃处理。

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贵州省电力中长期交易规则(试行)发布：在发电侧和用户侧实行偏差考核 3%以内免考核

国家能源局贵州监管局、贵州省经信委、贵州省发改委、贵州省能源局日前联合发布了《贵州省电力中长期交易规则(试行)》。

偏差考核机制：市场电力用户、售电公司实际用电量小于其合同电量时，按其合同加权平均价结算实际用电量。3%以内的少用电量免于支付偏差考核费用，3%以外的少用电量按系统下调电量的补充单价支付偏差考核费用。执行日期：该规则将于2018年1月1日起执行，原有的贵州省电力市场交易规则同时废止。

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黑龙江省电力中长期交易规则(暂行)发布：偏差考核5%以内免考核

国家能源局东北监管局、黑龙江省工信委、黑龙江省发改委、黑龙江省物价局日前联合发布了《《黑龙江省电力中长期交易规则(暂行)的通知》，通知中称，规则于2017年11月1日起施行。电力用户的准入条件为10千伏及以上电压等级电力用户。市场注册后的电力用户可通过与发电企业开展双边协商交易、直接参与集中兑价交易、挂牌交易和通过售电公司购电。电力中长期交易年度交易规模应达到全年交易总规模的80%以上。

偏差考核：实行偏差考核，免考核范围是5%。发电企业因自身原因欠交易合同发电的，偏差在5%以内的少发电量，免于支付偏差考核费用。电力用户超合同发电的，对应的发电企业按照用电实际用电量结算交易电量;超交易合同在5%以内的多用电量，免于支付偏差考核费用。

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2018年云南电力市场化交易实施方案正式印发

云南省工信委、云南省发改委、云南省能源局日前联合印发了2018年电力市场化交易实施方案。方案中所称电力交易，是符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，开展的以年、月为周期的中长期电力交易，以及以日为周期的短期电力交易。优先发电计划电量现阶段视为厂网双边交易电量，电网企业按照优先发电相关规定统一收购，纳入电力中长期交易范畴执行。

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售电产业：

第二批增量配电试点数量、分布省份均有所减少! 明年上半年地级以上城市将全覆盖

近日，国家发改委、国家能源局下发通知，确定秦皇岛经济技术开发区试点项目等89个项目，作为第二批增量配电业务改革试点。这意味着，目前全国的增量配电业务改革试点达到194家。第二批试点无论从数量还是分布省份来看，均较第一批有所减少。数量从106家减少至89家，分布省份也从29个省区减少至23个。

增量配电网是一个电网，它不同于单个的发输变项目。在评价经济可行性过程中，计算项目投资除考虑新建部分投资外，还需要特别关注存量资产的处置问题，可采取折旧的方式计入新建投资;此外，增量配电网的建设是一个长期的过程，项目投资往往是分年投入，分布于配电网的整个运营期，我们在编制项目投资现金流量表时，一般将运营期确定为20年，对于运营期内不同年份投资在计算期最后一年以回收资产余值的方式进行处理。

此外，增量配电网是包含源-网-荷的电网，项目业主除了投资建设配电网以外，还会考虑投资建设一定的分布式电源，并开展售电业务等服务，因此衡量投资增量配电网的收益，不会仅仅计算配电网部分的收益，会将投资分布式电源的发电收益、配电网的配电收益和售电收益统筹考虑计算其收益，也就需要分别计算上网电价、配电电价和用电电价，落实到具体项目时，市场主体最关心的是用电电价，用电电价的高低直接决定了项目市场竞争力和的盈利能力，项目业主要在保证基本收益的情况下，尽可能地降低用电电价。

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报道：

山西直供电折戟 中国电价垄断第一案浮出水面

历时568天的中国电力价格垄断第一案尽数浮出水面。该案身后暴露的，正是新一轮电力体制改革中无法回避的硬伤。

由于电力市场化改革开始的时间还不是太长，企业容易形成类似的价格同盟，这是典型的违反《反垄断法》的行为，不利于之后整体电力市场化改革的推动。发改委此次对于山西发电企业的处罚能够起到震慑作用，规范市场竞争秩序，这对全国电力市场化改革意义明显。“新一轮电力体制改革允许‘试错’，但企业也要为之付出代价。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海说。

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当前售电行业痛点分析及购售电需求侧一体化服务探索

随着售电改革的落地，市场竞争越来越激烈。除了赚取用户和发电商之间信息不对称的价差之外，售电公司也应该思考更长效、可持续的发展模式。电力改革及电力产业链的细化推动着电力交易品种、交易周期、交易方式、竞争格局等因素发生了显著变化，电力用户需求更加多样，同时也对发电企业、售电公司的能力提出新的要求，例如如何适应这些变化;如何细分用户、提出差异化的服务;如何规避交易风险，提升服务能力等，这些是目前普遍关注的问题。

采用购售电一体化的服务来解决售电公司关于用户获取、风险规避、提升盈利等方面的痛点，在基础售电业务之上，增加针对用户侧的负荷预测、需求侧管理、响应服务等增值服务，利用大数据的技术手段，提升负荷预测、电量预测的精准度，真正为用户、能源服务商以及售电公司提供精准的决策服务。

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配售电市场全面放开 电网企业如何艰难转型?

电网是本轮电力改革中遭受冲击最大的一方，从某种意义上讲，“9号文”的“三放开一独立”，其实质就是剥离掉了电网企业的定价权、定量权、交易权。电网企业不再以上网和销售电价价差作为主要收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，使得电网由电力的贸易商转型为物流商，盈利模式发生了根本改变。电网企业必须适时将战略重点从过去的以发展为核心，转变为发展与竞争并重，甚至将竞争战略放在更加重要的位置。与战略重点调整相适应的是企业组织结构要做相应的调整，组织的责权要适当分解并下放到基层，确保对市场的快速反应。

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不忘初心!论电力市场改革的目标、原则和路径

确定电力市场改革的“初心”，就是要确定电力市场改革的终极目标。这是非常重要的一个环节。所有的市场设计，都要围绕着这个目标来，对一个市场的评判，也要基于这个目标。

电力市场改革的目标，简单的说，就是通过市场化改革，即在适当的环节引入适当的市场机制，更好地实现电力系统的目标。从我国电改9号文中也可以看到相关的描述：“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系;努力降低电力成本、理顺价格形成机制”;“逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保”。

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电力交易：

-39.45厘/千瓦时 广东12月集中竞争交易：价差持续走低!

11月28日上午，广东12月集中竞争交易如期举行。一起来看未经安全校核的成交概况：总成交电量为382952.0989万千瓦时。供应方边际成交申报价差-43.9厘/千瓦时，需求方边际成交申报价差-35.0厘/千瓦时，统一出清价差为-39.45厘/千瓦时。综观2017年的广东集中竞价交易，广东一共进行了11场集中竞争交易，合计竞争电量达318.84亿千瓦时，从3月创下的-189.45厘/千瓦时最高价差，到11月的-37厘/千瓦时最低价差，一路走来，可谓跌宕起伏。有效供需比由年初的2点多回归至8月份至今的1.2，这说明广东的电力市场已经日趋成熟，2017年的广东电力交易算是交上了一份满意的答卷。

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