【电改再加速售电蓄势待发】售电一周要闻0319-0323-北极星售电网

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本周，国家发改委相继发布了4则文件，对增量配电业务配电区域、售电侧改革、分布式发电市场化交易、可再生能源电力市场交易都做出了明确的规定，其中相同之处是都有售电公司的参与。

今年上半年增量配电试点将实现全国地级以上城市全覆盖，电力现货市场建设试点有望启动试运行，市场化交易比重将大幅提高。这些对于售电来说，都将是前所未有的历史机遇，售电公司能把握住吗？

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政策：

1.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。

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2.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、国家能源局日前联合发布了《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。

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3.可再生能源电力配额及考核办法：电网、配售电企业、直购电用户可参与可再生能源电力市场交易

国家能源局综合司日前发布了关于征求《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。

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4.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

国家能源局综合司日前发布了关于《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。

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报道：

5.以售电侧改革为切入点进一步释放改革红利

售电侧改革作为推动能源结构转型和电力产业升级的重要抓手，自启动以来，市场交易规模逐步扩大，有效竞争的中长期交易格局基本形成。2017年，全国市场用户降低用电成本超过千亿元，有效释放电力体制改革的红利。然而，售电侧市场目前仍存在市场放开力度不足、尚未形成有效的市场价格机制、未能有效促进综合能源新兴业态的发展等问题。

“同时，还要以售电侧改革为切入点，加快推动综合能源新兴业态的发展。尽快制定分布式能源参与售电侧市场的规则，并建立需求侧响应服务参与售电侧市场的交易机制，提高用户积极性，扩大能效管理示范平台规模，将售电侧市场服务与智能化能效服务形成联动。”傅育宁最后表示。

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6.新增售电公司对电网企业带来的影响如何提升竞争力?

继2002年电改5号文打破垂直一体化电力体制改革后，2015年3月15日中共中央颁发文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)，再次掀起电力体制改革热潮，使电力市场改革在短暂的低迷期过后进入新的时期，我国电力市场环境发生了巨大的变化。

我国电力工业整体以一个较为健康的状态运行，但也存在一些问题，主要是遗留问题趋于严重，即电力发展速度与经济社会发展不完全协调，电力工业发展方式仍然粗放;还有就是新的挑战不断出现，即市场机制建设、电力法规完善等等都在摸索中。这两个核心问题，构成了推动新一轮电力改革的核心动机。

不同于英国“破碎化”分离后又“一体化重组”的电力体制改革，也不同于美国通过颁布和实施一系列法案为标志推动电力市场改革逐步完善，更区别于日本以用户选择的自由作为电改大方向，我国的电力体制改革是从基本国情出发，政府正确引领和组织，依法推进新一轮电力体制改革。新电改的逐步推进已经形成了新的电力市场环境，电力交易机构相对独立，电力交易中心在全国范围内成立;售电侧的放开，使得大量社会资本涌入，组建各类售电公司，参与市场竞争;增量配电业务的放开释放了配电红利，这些新兴的市场元素也反过来激活了电力市场，对电网企业的核心竞争力都产生了极大的影响。

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7.电改超预期加速推进市场化交易比重将大幅提高

随着2018年能源体制改革迎来升级版，相关红利将加速释放。《经济参考报》记者采访了解到，在一般工商业电价平均降低10%的实体减负目标下，电改超预期加速进行，试点升级。今年上半年增量配电试点将实现全国地级以上城市全覆盖，电力现货市场建设试点有望启动试运行，市场化交易比重将大幅提高。同时，油气改革一揽子政策也将出台，相关试点工作启动，进入施工高潮期。

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投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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