售电一周要闻集中看(0114-0118)

本周热词Top1

增量配电：本周，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》，进一步规范项目业主确定、明确增量和存量范围、做好增量配网规划工作，规范增量配电网的投资建设与运营。因其解决了社会投资关注的配电价格、明确了增量和存量范围等实操性难题备受热议。另外，江西及浙江开始报送第四批增量配电试点项目。

本周热词Top2

电力需求侧管理：本周，河南印发电力需求侧管理实施细则（试行），需求侧管理可认为是售电公司新商机。售电企业应创新服务模式，帮助用户节约电力电量，提高生产运行效率，可通过为用户提供用电咨询、合同能源管理、用电监测和诊断、综合节电方案设计及设备改造等“一站式”综合电能管理服务获取效益。

本周热词Top3

电力市场化交易：本周，江西发布《关于做好“基准电价＋浮动机制”试点工作相关事项的通知》，鼓励与发电企业建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，直接向发电企业购电。据悉，该方案为全国首个正式“落地”的“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制文件。

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政策：

1.明确配电价格、指明盈利模式！两部委再发文推进增量配电业务改革

国家发改委、国家能源局日前联合发布了《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（以下简称《通知》），进一步规范项目业主确定、明确增量和存量范围、做好增量配网规划工作，规范增量配电网的投资建设与运营。

所有新增增量配电业务试点项目均应通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主；尚未确定业主的试点项目，地方政府部门不得直接指定项目业主，任何企业不得强行要求获取试点项目控股权，不建议电网企业或当地政府投资平台控股试点项目。加强对增量配电网接入公用电网管理。

值得注意的是，《通知》明确了相关配电价格问题：增量配电网与省级电网之间的结算电价，按现行省级电网相应电压等级输配电价执行。鼓励结合本地实际采用招标定价法、准许收入法、最高限价法、标尺竞争法等方法核定独立配电价格。支持增量配电网企业在保证配点区域内用户平均配电价格不高于核定的配电价格水平情况下，采取灵活的价格政策，探索新的经营模式。

另外，提出建立增量配电业务试点项目、增量配电网业主退出机制；国家能源局资质中心、各派出监管机构应进一步简化电力业务许可证申领程序，支持增量配电网项目业主加快开展增量配电业务。鼓励拥有配电网运营权的售电公司将配电业务与竞争性业务分开核算。增量配网并网运行时，按网对网关系与相关电网调度机构签订并网协议。

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2.河南印发电力需求侧管理实施细则（试行）：鼓励售电企业为用户提供“一站式”综合电能管理服务

河南省发改委日前发布了《关于印发河南省电力需求侧管理实施细则（试行）的通知》，明确电力需求侧管理通过实施有效的节约用电、环保用电、绿色用电、智能用电、有序用电、需求响应等措施，加强全社会用电管理，在用电环节制止浪费、降低电耗、移峰填谷、促进可再生能源电力消费、减少污染物和温室气体排放，达到节能减排、促进可再生能源消纳、提高智能化用电水平、保障电网稳定运行等目的。电网企业、电能服务机构、售电企业、电力用户是电力需求侧管理的重要实施主体，各方应依法依规开展电力需求侧管理工作。

鼓励电能服务机构、售电企业创新服务模式，帮助用户节约电力电量，提高生产运行效率，为用户提供用电咨询、合同能源管理、用电监测和诊断、综合节电方案设计及设备改造等“一站式”综合电能管理服务；电网企业、售电公司、电能服务机构应积极培育绿色用电消费群体，创新制定可再生能源用电模式，推动可再生能源电力消费向广大电力用户延伸，通过广泛宣传普及可再生能源的优越性和积极意义，引导终端用户优先选用可再生能源电力；应推动工业制造、农业生产、交通出行、大型公用及商业建筑用能等领域电气化，不断强化电能替代服务保障，持续提升电能替代设施、设备建设和运营水平，提高环保用电的供电保障能力，做好环保用电的供电服务工作。另外，鼓励电能服务机构等向售电企业转型。

鼓励电力用户使用电能替代技术推广目录中电锅炉、电窑炉、热泵等电能替代技术，对落后用电设备进行改造升级，以点带面，发挥示范效应；通过发放绿色电力证书等形式，鼓励广大电力用户购买可再生能源电力，推动绿色用电朝市场化方向发展；鼓励政府、国有企事业机关等率先购买可再生能源电力，积极支持绿色用电；鼓励社会资本积极参与电能替代项目投资、建设和运营，探索多方共赢的市场化运作模式。

各地应扩大需求响应试点实施范围，结合电力市场建设的推进，推动将需求响应资源纳入电力市场。支持、激励各类电力市场参与方开发和利用需求响应资源，提供有偿调峰、调频等服务，逐步形成占年度最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障非严重缺电情况下的电力供需平衡。

规范自2019年1月1日起施行。

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3.直接向发电企业购电！江西鼓励与发电企业建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制

江西省能源局日前发布了《关于做好“基准电价＋浮动机制”试点工作相关事项的通知》，为贯彻落实《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行﹝2018﹞1027号）文件精神，《江西省2019年度电力直接交易实施方案》明确以年用电量达到4000万千瓦时及以上的水泥企业为试点，鼓励与发电企业建立“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制，直接向发电企业购电。据悉，该方案为全国首个正式“落地”的“基准电价+浮动机制”的市场化定价机制文件。

各相关市场主体要辩证看待浮动机制带来的市场价格波动。机制的建立将在更大范围内发挥市场配置资源作用，促进市场双方利益共享、风险共担，实现交易电价“能升能降”、“随行就市”。当发电企业发电成本在双方约定周期内降低到一定比例时，将传导更大让利空间至电力用户；反之，电力用户将与发电企业共同承担发电成本上涨的风险。

市场主体双方要本着着眼长远、合作共赢的原则开展双边协商。市场主体双方既可采用煤电联动机制，也可采用水泥行业重点商品价格与电价联动等机制，建立企业间中长期合作关系。双方应尽力避免交易信息不对称和刻意隐瞒重要信息，不得全盘转嫁风险，要有清晰的浮动机制参考标的物，并约定好信息来源和参考依据，减少合同履约风险。

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4.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，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。

按照印发新规则的通知要求，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。模拟运行期间系统平台将进行数据统计、模拟考核、信息发布，发电企业进行模拟申报、模拟结算，市场实际运行和结算仍执行原有运营规则。市场模拟运行将起到检验规则、积累经验、培训市场主体的作用。新规则将根据模拟运行效果进行适当的内容调整，并适时转入正式实施阶段。

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评论：

5.发电背景售电公司的优势还在吗？

在现有的交易机制下，发电企业的电量需要在市场交易中进行消化。而此时，发电企业通过自家售电公司销售电量，不仅可以培育自家售电公司，而且还可以保障其未来的生产计划。而到了现货机制下的中长期市场，发电企业生产计划更多来源于现货市场，发电企业与售电公司的中长期交易仅作为市场风险对冲的一个工具。目前发电企业给自家售电公司价格优势，可以争取更多的发电权。而到了金融合同下的中长期市场，使得发电企业即使“照顾”了自家售电公司，也换不回来发电权。

发电背景售电公司在现货中长期市场优势有所改变，但其本身的诸多优势和战略意义仍不可忽视。现货市场下，发电背景售电公司具有天然的对冲优势，一般情况下，发电集团的发电批发收入与零售收入可能此消彼长，实现风险对冲控制，如果发电集团充分发挥自身对于电力生产的理解和对信息的获取的优势，科学的中长期合同与现货报价相结合，甚至可以实现双丰收，同时，通过零售侧切入用户用电用能服务，或许对于发电集团而言，更具长远的意义。而独立售电公司对于价格成本的控制更多需要依托于中长期差价合同，这对其技术分析和市场判断能力都提出了更高的要求。

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6.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。

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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