【增量配电改革再提速 售电怎样获得更高收益？】售电一周要闻(1015-1019)

本周热词Top1

增量配电：本周，两部委通报增量配电业务改革首批试点项目进展情况，尚未确定业主的增量配电项目必须通过公开招标等市场化方式确定项目业主，不建议电网企业或当地政府投资平台控股。同时要求第一批试点项目应于2018年10月底前确定项目业主并划定供电范围，2019年6月底前建成投运，第二、三批试点项目应加快推进。

本周热词Top2

电力市场化交易：本周，山西发文要求扩大电力外送规模，积极参与京津冀电力市场化交易，推进新能源跨省跨区交易新机制。福建再修订电力市场交易规则，规定选择向售电公司购电的电力用户不再参加与发电企业的直接交易，售电公司代理用户交易的时间原则上不低于一年。

本周热词Top3

售电公司：《青海省售电公司参与省内电力市场化交易试点方案》出台，要求在国家有关发、配、售一体化经营政策调整前，企业投资控股的售电公司不得形成发、配、售三种业务一体化经营。企业投资控股或参股的售电公司必须具有独立法人资格，独立运营。投资售电公司的企业应加强内部管理，设置“防火墙”，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与其他业务分开。

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政策：

1.《山西省“十三五”综合能源发展规划(修编版)》：扩大电力外送规模积极参与京津冀电力市场化交易

山西省发展和改革委员会日前公布了《山西省“十三五”综合能源发展规划(修编版)》，规划提出，扩大电力外送规模。积极参与京津冀电力市场化交易。推动京津冀等地企业与我省电力企业开展合作，扩大电力外送规模。推动外送电通道建设。吸引受电省份资本与我省发电企业合作，共同投资建设特高压外送电配套电源。推进新能源跨省跨区交易新机制，以晋北-江苏特高压交易为试点，探索燃煤机组和新能源机组按一定比例打捆外送的方式。加快盂县—河北500千伏交流输电工程，到十三五”末全省外送电能力力争达到3930万千瓦。

建立山西电力交易平台，允许大用户、独立配售电企业与发电企业直接交易。

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2.青海省售电公司参与省内电力市场化交易试点方案：不得形成发、配、售业务一体化经营售电公司

青海省发改委、青海省能源局、青海省经信委、西北能监局日前联合发布了关于印发《青海省售电公司参与省内电力市场化交易试点方案》的通知，要求售电公司参与交易年度周期内，原则上代理用户的总用电量至少应在3000万千瓦时以上。

在国家有关发、配、售一体化经营政策调整前，企业投资控股的售电公司不得形成发、配、售三种业务一体化经营。企业投资控股或参股的售电公司必须具有独立法人资格，独立运营。投资售电公司的企业应加强内部管理，设置“防火墙”，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与其他业务分开。

售电公司的偏差考核额度设置为5%。售电公司偏差电量与该月售电公司合同总电量的比例超过20%的，交易中心在交易平台进行公示警告。售电公司年内被警示2次的，暂停参与次月月度交易资格；年内被警示3次的，暂停参与本年度后续月份的交易资格，并暂停次年度交易资格。初期放宽对售电公司的考核标准，即在试点方案初期2018年免于偏差考核，从2019年1月1日1起执行考核。

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3.福建电力市场交易规则再修订：向售电公司购电电力用户不再参加与发电企业直接交易

福建能监办日前发布了关于征求《福建省电力市场交易规则(试行)》拟修订和补充条款意见的函（闽监能函〔2018〕148 号）。继2018年3月国家能源局福建监管办公室、福建省发展和改革委员会、福建省经济和信息化委员会、福建省物价局印发《福建省电力市场交易规则(试行)》修订版的通知(闽监能市场〔2018〕20号)后，近日，福建能源监管办发布关于征求《福建省电力市场交易规则(试行)》拟修订和补充条款意见的函(闽监能函〔2018〕148 号)，对规则进行进一步修订，现公开征求各方意见，请于10月24日17：00前将修订意见馈提交。

其中，第二款结尾增加：电力用户在同一交易周期只可选择一家售电公司购电，选择向售电公司购电的电力用户不再参加与发电企业的直接交易。售电公司代理用户交易的时间原则上不低于一年。第四款修改为：月度交易中，单一售电公司申报电量不应超过月度集中交易总电量的15%，同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司申报电量不应超过月度集中交易总电量的20%。

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4.两部委通报增量配电业务改革首批试点项目进展情况：2018年10月底前确定项目业主并划定供电范围

国家发改委、国家能源局日前发布了《增量配电业务改革第一批试点项目进展情况的通报》，通报中称，截至2018年9月13日，已取得电力业务许可证的试点项目有20个，尚未确定业主的增量配电项目必须通过公开招标等市场化方式确定项目业主，落实向社会资本放开增量配电业务的要求，不建议电网企业或当地政府投资平台控股。电网企业须向增量配电网提供系统公平接入服务，禁止对未参股项目封锁接入电网所必备的相关信息或变相阻挠系统接入。各省（区、市）加快推进增量配电业务试点工作，尽快实现项目落地。

第一批试点项目应于2018年10月底前确定项目业主并划定供电范围，2019年6月底前建成投运，第二、三批试点项目应加快推进。

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5.最新最全！全国各省市一般工商业电价降幅、现行销售电价盘点

全国各省、市电网现行一般工商业目录销售电价降低情况盘点：对比各省、市电价降低幅度，发现：上海（0.0891元/千瓦时）降幅最高，吉林（0.0885元/千瓦时）次之，北京（城区）（0.0542元/千瓦时）降幅最低。

全国各省、市电网现行销售电价（执行时间为2018年9月1日）盘点如下（农业生产用电略）：

居民生活用电现行电价：据公开电价信息的不完全统计，全国居民生活用电平均电价约为0.5135元/千瓦时，其中，上海最高为0.617元/千瓦时，青海最低为0.3771元/千瓦时。

一般工商业用电现行电度电价：不满1千伏电压等级下，全国平均电价约为0.6948元/千瓦时，其中，北京最高为0.8203元/千瓦时，青海最低为0.5156元/千瓦时。10千伏电压等级下，全国平均电价约为0.6778元/千瓦时，其中，北京最高为0.8053元/千瓦时，青海最低为0.5106元/千瓦时。35千伏电压等级下，全国平均电价约为0.6588元/千瓦时，其中，北京最高为0.7903元/千瓦时，蒙西电网最低为0.5025元/千瓦时。

大工业用电现行基本电价：基本电价只有大工业用户收取，分按最大需量和按变压器容量收取。从基本电价的情况来看，按最大需量平均为35.1元/千瓦˙月，按变压器容量平均约为24.4元/千瓦˙月，北京最高，天津最低。

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6.售电公司频频退市原因何在？尚未开展业务的售电公司为何也退市了？

售电公司被强制退市的情况并不多，原因无非是提供虚假注册信息、扰乱市场秩序或操纵市场，而售电公司自愿退市的原因更加复杂。

一方面价差难赚。当下，售电公司所签下的电力用户由于环保、停产等政策原因导致生产完全停滞，合同完全无法执行，电量无法执行带来的巨大偏差考核压力成为一些售电公司退市的主因。越来越低的价差及某些具有发电背景及电网背景的售电企业把持市场，坚持不住的独立售电公司越来越多，与发电公司旗下售电公司缓慢平稳的运营策略不同，已经入局的独立售电公司沉浮更明显，民营售电公司是今年退市热潮中占比最高的。以广东为例，10月集中竞价统一出清价差为-37厘/千瓦时。而市场上售电公司和客户签的合同就是让利3分钱，再加上偏差考核，一些企业已经开始亏损。但在2016年3-5月广东的三次月度电力集中交易中，电厂向需求方让利5.3亿元，其中预计有近4.5 亿元被售电公司获得。平均计算，售电公司一度电能获得0.13元的差价收益。随着售电公司的不断增多以及市场交易规则的改进，靠价差轻松赚钱的机会已经不多见。

另一方面，人才紧缺，企业经营资金压力大也可能是压倒售电公司的最后一根稻草。越来越多省份开始实行银行履约保函制度来防范市场风险，售电公司也需要增添一笔保证金支出，这对现金流也造成很大的影响。尚未开展业务的售电公司虽不需要承担这部分现金流压力，但出于对市场的失望以及企业自身战略原因，同样选择了退市。

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7.售电公司怎么卖电？

新电改，售电侧市场放开，电力市场作为万亿级的大市场自然成了香馍馍，一时间各类资本、售电公司蜂拥而至，都渴望能抢食到这块大蛋糕。那么售电难吗？售电公司该如何卖电呢？

当前售电公司和电力用户之间，在电价方面主要有3种代理模式，具体的分为以下三种模式：1）固定让利；2）利润分成；3）保底+利润提成。

“固定让利”对电力用户而言，收益理解简单直观。让利少，对用户吸引力小；让利多，售电公司收益变少，赔本的风险却增加；

“利润分成”、“保底+利润提成”则相对灵活，交易对双方也比较保险。目前这种方式较为流行。

除此以外，也有延伸的电价套餐，比如阶梯电价让利、偏差承担等，以及其他“售电+”的一些增值服务。

售电不仅仅是卖电，更多的是提供服务。要卖好电，售电公司关键把握一个原则“全心全意服务好用户，服务好电厂”，服务好了，得到认可，何愁价值没有体现呢！

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