售电每日要闻-2019.01.17

政策：

1.省间壁垒完全打破！《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》印发

东北能监局日前发布了关于印发《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》的通知，东北能监局在系统总结前期电力辅助服务市场运行经验基础上，结合东北电力运行中出现的新情况和新问题，启动新的辅助服务市场规则制定工作。经过半年时间准备，印发了《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》，并启动新规则的模拟运行，标志着东北电力辅助服务市场规则实现升级。

东北电力辅助服务规则的升级主要的两方面：

1.增设旋转备用交易品种，实现辅助服务市场“压低谷、顶尖峰”全覆盖。同时为激励和引导火电厂主动提升顶尖峰能力，新规则设计了尖峰旋转备用市场日前竞价机制，火电厂日前报最大发电能力及备用售价，每十五分钟为一个统计周期。东北旋转备用交易以发电厂顶尖峰能力作为交易标的物，机制上有三个创新点：①.实行东北全网统一平台交易，完全打破了辅助服务的省间壁垒。②.明确“能上能下”的机组才能获得全部辅助服务收益，向火电机组能力提出了完整的灵活性标准。③.机组发电能力考核采用系统随机自动抽查方式，减少调度机构人工操作量，也最大限度避免人为因素干扰。

2.对原有深度调峰补偿机制进行了完善。①.将非供热期实时深度调峰费用减半处理，同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用，体现出东北供热期调峰资稀缺程度，使新能源受益与分摊的费用更加对等。②.正式将光伏纳入电力辅助服务市场范畴。③.对市场主体承担的省内与跨省调峰费用之和设置了上限，对没有调节能力或者调节能力较弱的市场主体起到“底线”保护作用。④.对深度调峰辅助服务的调用原则和执行流程进行了细化、优化。

东北电力辅助服务市场已于2019年1月1日起按照新规则开展模拟运行。

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2.建立业务稽核机制！新疆印发电力市场监管实施细则（试行）

新疆能监办日前发布了关于印发《新疆电力市场监管实施细则（试行）》的通知，实施细则适用于新疆区域内和涉及新疆的跨省跨区电力市场交易行为的监管。

对拥有配电网运营权的售电公司，还对以下情况实施监管：具有独立法人资格、独立运营，具备条件的应将配电业务与竞争性售电业务分开核算； 电力业务许可证（供电类）取得情况； 配电价格核定及执行情况； 国家有序放开配电网业务等政策执行情况；能源监管机构认为需要监管的其他行为事项。

能源监管机构依据相关法律法规对电力市场公平开放、市场秩序、市场交易、交易组织和实施、信息公开和披露、市场主体信用、售电服务、交易机构和电网企业制定的交易细则及相关规定、电网企业的配售分开情况、交易机构独立运营情况等市场运营情况实施监管。对电网企业的竞争性售电业务实施不对称监管。电网企业所属（含全资、控股或参股）售电企业应具有独立法人资格、独立运营。电网企业应从人员、资金、信息等方面确保竞争性售电业务与输配电业务、调度交易业务、非竞争性售电业务隔离并制定相关工作规范。相关工作规范应通过企业门户网站向社会公开，并在开展竞争性售电业务前向能源监管机构备案。

电网企业有下列情况之一的，暂不开展竞争性售电业务：电力交易机构采取电网企业全资子公司组织形式的； 由电网企业现有内设机构承担电力交易职能的； 能源监管机构认为影响市场公平竞争的其他情形。

能源监管机构应建立电力市场业务稽核机制， 对电力市场运行情况进行监测，对电力交易机构和电力调度机构履职情况进行评估，以发现和避免滥用市场力及市场操纵行为， 提高电力市场运行效率，维护市场公平竞争秩序。可委托符合要求的第三方机构开展业务稽核，电力交易机构或电力调度机构应为第三方机构履责提供场地、数据接入等必要保障。第三方机构依法依规承担信息保密义务。

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3.电改2019 你准备好了么？

最新数据显示，新一轮电力体制改革开展的三年来，市场化交易电量占比日益提高，电改红利不断释放。不仅电力交易机构基本搭建、输配电价改革实现全覆盖、市场化交易电量超预期、新的配售电主体不断涌现、电力现货市场开启试点、交易规则与市场监管初步建立，我国在电改方面已取得积极进展。

展望期许2019年，电改怎样深水前行？

新一轮电力体制改革究竟改什么，怎么改?第一是改革观念，新一轮电改本质上不是上一轮电改的延续，而是打造一个新型电力治理体系。第二是改革重建电力规划体系，建立以综合资源规划(IRP)为核心的国家电力规划设计体系和实施体系。第三是改革传统电力供应体系，推动重大技术路线、产业结构和商业模式创新转型。

可以预见，2019年，将是电力体制改革深入推进的一年。此前，新任国家能源局局长章建华表示，电力体制改革将是2019年最可期待的改革，将全面推开电力辅助服务市场建设，研究推进电力现货市场建设。

2019年，电力交易规模将进一步扩大，全国各省区的交易规模已超万亿，增量配电业务改革试点增至320家，第四批试点正在抓紧报送扩围中。电力现货市场试点将在2019年上半年开展试运行。国家电网的混合所有制改革正在进一步提速，将以加快推进增量配电改革试点落地见效，积极推进交易机构股份制改造，加大综合能源服务领域开放合作力度为突破口，不断把全面深化改革向纵深推进。

随着2019年各省电力市场化交易规模的公布，可以看到，越来越多省市的售电公司开始参与电力直接交易。无论是对售电业务较了解的先行者还是初进售电圏的小伙伴们，都需要对电改政策文件有着深入的了解，唯有将政策内容了然于心，才能更好的把握售电市场。

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4.售电公司在电力销售环节获取分成不可取？广州工商联主席建议政府与电网探讨联合采购

在1月16日的广州市政协委员小组发言中，多位市政协委员点赞了广州市营商环境改革、加大民企扶持力度的举措。同时，他们也反映，目前民企与政府部门沟通渠道不够通畅、生产经营费用较高以及引才留才难，建议广州形成民企与政府间的“直通车”机制，加大对技术性人才的培养力度等。其中，广州市工商联主席袁志敏提到“广州改革营商环境，提倡一站式服务，为企业免去了注册费等项目，的确降低了企业负担。“企业经营的另一笔大费用是电费，但目前民企用电成本还是较高。”袁志敏表示，现在甚至出现一些“售电公司”，在电力销售环节获取分成。袁志敏建议，广州市政府应与电网探讨联合采购方式，把广州民企电费降低。

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5.当下制约电力体制改革的主要问题是什么？

主要体现在五个方面。一是市场主体问题。现在尽管各类市场主体明确了，但大小不一，有增量和存量部分，差别很大。如何培育增量部分，培育小的新兴市场主体，应当是电力市场建设的一个重大问题，否则大小相差迥异的市场主体无法平等竞争。比如，分布式能源发电公司尚未进入市场交易，这制约了大规模分布式能源建设后的市场化消纳，也制约了微网创新发展。增量配电的顶层设计不够，增量配电公司在电力系统投资、运营中如何与电网公司的供电平起平坐。大也有大的烦恼。比如，作为市场主体，电力央企承担煤炭去产能、降电价等社会责任，而到年底要接受国资委对其盈利能力、资产质量、债务风险和经营增长的明确考核要求。此外，对于电网企业，输配电价规制的准许回报率与国资委考核的利润率、资产收益率等指标并不一致。2018年用电量增速较高，但是超出规划值部分的效益明确要求贡献给社会，导致用电量大增，效益大减甚至亏损。

二是价格信号问题。价格信号要反映价格管制与资源稀缺、有效激励机制和商品供求等方面。目前，输配电价初步实现价格管制了，但首轮输配电价的核定还存在很多欠缺，尤其是不同电压等级的投资与留利关系没有理顺。反映资源稀缺方面，目前的电价机制也还存在很大问题，电力供需从过剩到平衡再到偏紧，价格形成机制基本没有变化。没有发电机组、部分输电线路、调峰机组等的容量电价，按电量电价说事，不能有效激励中长期电力投资，这对中长期电力发展将形成瓶颈，目前电源投资、除特高压以外的电网投资增速很低甚至是负增长已经说明问题了。

三是电力投资激励问题。电力企业主营业务中常规项目投资无所适从，处于徘徊阶段。比如，煤电要严控增量，有限的增量空间要向特高压输电的配套电源集中，但因特高压与其电源项目核准不配套。同时煤电存量过剩地区的产能要调减或者退出，退出机制没有确立。机组灵活性改造如果没有辅助服务、灵活调峰和现货等电价机制，也都没有了投资激励。水电方面，西南水电再开发下去成本太高，支持水电消纳的价格机制没有真正形成；抽水蓄能方面，基本是电网企业一元化投资，导致抽水蓄能建设速度比较慢。新能源方面，西部地区的风电、光伏发电因消纳问题基本被限制了，中东部低速风电投资有限，受“5.31”光伏新政影响，企业对分布式光伏投资也比较理性了。同时，新能源补贴不断退坡，甚至说停就停，企业对新能源投资如履薄冰。

四是生产要素自由流动问题。无论发电公司还是电网公司，土地、人力资源、资产等生产要素应该是自由流动，通过市场化挂牌竞争交易，现在生产要素流动还存在很大瓶颈。比如，新能源项目前期的非投资性费用很高，某种角度来说，就是生产要素自由流动受阻造成的。另外，国企资本如何与社会资本混合，如何用“一两拨千斤”撬动社会资本有效投资电力，并建立规范合法的准入退出机制，这也是目前制约增量配电试点、综合能源服务、微网等创新业态健康有序发展的关键。

五是竞争公平有序问题。包括存在行政干预电力市场交易，市场监管不到位，信用体系不健全，市场交易省间壁垒，存量与增量市场主体竞争能力差距过大等。

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