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！

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。