導(dǎo)讀
《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》出臺，指出在電力體制改革方面，組建相對獨立和規(guī)范運行的電力交易機構(gòu)，建立公平有序的電力市場規(guī)則，初步形成功能完善的電力市場。深入推進(jìn)簡政放權(quán)。一是核定輸配電價。2017年底前，完成分電壓等級核定電網(wǎng)企業(yè)準(zhǔn)許總收入和輸配電價，逐步減少電價交叉補貼。二是建立健全電力市場體系。建立標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一的電力市場交易技術(shù)支持系統(tǒng)，積極培育合格市場主體，完善交易機制，豐富交易品種。2016年啟動?xùn)|北地區(qū)輔助服務(wù)市場試點，成熟后全面推廣。2018年底前，啟動現(xiàn)貨交易試點;2020年全面啟動現(xiàn)貨交易市場，研究風(fēng)險對沖機制。三是組建相對獨立和規(guī)范運行的電力交易機構(gòu)。四是有序放開發(fā)用電計劃。2020年前逐步取消優(yōu)先發(fā)電權(quán)以外的非調(diào)節(jié)性發(fā)電計劃。五是全面推進(jìn)配售電側(cè)改革。2018年底前完成售電側(cè)市場競爭主體培育工作。
2015—2016年售電放開政策總覽
售電新市場，用戶是核心。電改的實質(zhì)是通過核實輸配電價，將利潤轉(zhuǎn)移到售電側(cè)和用電側(cè)。引入售電公司，增加售電的市場化競爭，最終將利潤轉(zhuǎn)移到用戶側(cè)，以此來降低用電成本。電改是規(guī)則的重構(gòu)，將在售電端，用電端、配電端將帶來大量的產(chǎn)業(yè)機會。
政策解讀
●1、開展售電業(yè)務(wù)不一定非要新設(shè)一家售電公司，還可通過已有公司辦理售電業(yè)務(wù)增項。
●2、售電公司在一家交易機構(gòu)注冊即可，無需到全國各地交易機構(gòu)重復(fù)注冊;而且，可以自主選擇交易機構(gòu)跨省跨區(qū)購電。售電公司從事云南與廣東之間的跨區(qū)交易，可以選擇昆明交易中心，也可選擇廣東交易中心。
●3、售電公司注冊信息發(fā)生變化的，需要再次承諾、公示。
包括業(yè)務(wù)范圍、公司股東、股權(quán)結(jié)構(gòu)等有重大變化的，售電公司應(yīng)再次予以承諾、公示。
●4、配售電公司需要代付可再生能源補貼。
除一般的責(zé)任外，配售電公司承擔(dān)代付其配電網(wǎng)內(nèi)使用的可再生能源電量補貼的責(zé)任。
●5、按功能劃分輸配電的觀點獲得支持，電壓等級不再作為輸配電劃分唯一標(biāo)準(zhǔn)。
配電網(wǎng)包括兩類，一類是按電壓等級看，指110千伏及以下電壓等級電網(wǎng);另一類是從功能看，指220(330)千伏及以下電壓等級工業(yè)園區(qū)(經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū))等局域電網(wǎng)。這兩類都是配電網(wǎng)。
●6、對于有配網(wǎng)的售電公司，原則上應(yīng)實行配售分開。
具備條件的配售電公司，配電業(yè)務(wù)和競爭性售電業(yè)務(wù)需要分開。從這一規(guī)定精神看，電網(wǎng)企業(yè)的競爭性售電業(yè)務(wù)與其他業(yè)務(wù)的分離將成為必然要求，且將被更嚴(yán)格地管制。
●7、電網(wǎng)可以控股增量配網(wǎng)、發(fā)電企業(yè)可以投資增量配電網(wǎng)。
●8、配電網(wǎng)運營者可通過專門的配電價格回收投資，并獲取政府規(guī)定的保底供電補貼。
●9、從事售電業(yè)務(wù)，信用風(fēng)險。
違反交易規(guī)則和失信行為情節(jié)特別嚴(yán)重或拒不整改的，經(jīng)過公示等有關(guān)程序后納入涉電嚴(yán)重失信企業(yè)黑名單;強制退出的售電公司直接納入黑名單。這要注意制裁范圍，包括：售電公司及負(fù)有責(zé)任的法定代表人、自然人股東、其他相關(guān)人員。
售電側(cè)改進(jìn)程
電改試點
2016年
1月
批復(fù)山西綜合電改試點
3月
宣布成立北京電力交易中心、廣州電力交易中心
廣州率先進(jìn)行有售電公司參與的電力月度競價交易
進(jìn)一步擴大輸配電價改革試點：北京、天津、冀南、冀北、山西、山西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西等12個省級電網(wǎng)、電改綜合試點省份電網(wǎng)、華北區(qū)域電網(wǎng)
批復(fù)安徽、貴州、云南輸配電價
4月
貴州電力市場管理委員會成立
5月
批復(fù)廣西綜合電改試點
6月
中央改革辦督查組調(diào)研國網(wǎng)、山東、山西等地電改落實情況
8月
北京、天津、冀南、冀北、山西、山西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西等12個省級電網(wǎng)和華北區(qū)域電網(wǎng)成本監(jiān)審工作結(jié)束，預(yù)定年底前正式公布輸配電價。
江蘇發(fā)布電力集中競價交易試行規(guī)則
原定2017年開展的14個省級電網(wǎng)輸配電價改革提前至2016年9月啟動，基本實現(xiàn)省級電網(wǎng)的全覆蓋;計劃于2017年1月底完成成本監(jiān)審工作。
全國首個區(qū)域電力市場管委會成立——廣州電力交易中心市場管理委員會
特緊急通知：報送100個增量配電試點醒目
9月
國網(wǎng)旗下首個非國網(wǎng)獨資交易中心——重慶電力交易中心掛牌成立
公布批復(fù)北京、湖北、四川、遼寧、陜西、安徽、河南、新疆、山東、甘肅、海南電改綜合試點，福建和黑龍江售電側(cè)改革試點
12月
國家發(fā)改委發(fā)布第一批增量配電業(yè)務(wù)改革試點名單公布
電力交易中心成立情況
1、國家級電力交易中心(北京、廣州)
2016年3月1日，北京電力交易中心、廣州電力交易中心同時掛牌成立，為國家級電力交易中心，分別由國網(wǎng)和南網(wǎng)全資控股
2、31個省級電力交易中心
截至9月中旬，全國成立了33個電力交易中心，包括北京、廣州2個國家級電力交易中心和31個省級電力交易中心，只有海南省還沒有成立電力交易中心。其中。省級電力交易中心中，依托于國網(wǎng)的共27家，除山西和重慶電力交易中心有社會資本參股外，其余均由國網(wǎng)全資控股成立;依托于南網(wǎng)的共4家省級電力交易中心，均有社會資本參股。
電網(wǎng)公司持股電力交易中心情況
售電公司“存量的增量配電網(wǎng)”業(yè)務(wù)
(1)全國“存量的增量配電網(wǎng)”：
類似內(nèi)蒙、廣西等地方政府持有相當(dāng)部分配電網(wǎng);部分工業(yè)園區(qū)原來投資了配電網(wǎng);類似山東魏橋的電廠近區(qū)供電形成的配電網(wǎng);水庫庫區(qū)供電形成的配電網(wǎng);部分大型廠礦、農(nóng)場改制轉(zhuǎn)產(chǎn)后形成二次供電的配電網(wǎng);部分仍然保留躉售形式的縣、鎮(zhèn)、村、小工業(yè)區(qū)的配電網(wǎng);大用戶專變專區(qū)的配電網(wǎng)。
(2)新增配網(wǎng)帶來的業(yè)務(wù)模式
(1)電力設(shè)備商升級配網(wǎng)項目承包商;
(2)配售電公司升級“小電網(wǎng)公司”，負(fù)責(zé)區(qū)域內(nèi)配+售&運維;
(3)大用戶用電成本下降，用電大數(shù)據(jù)由售電公司通過需求負(fù)荷預(yù)測的方式變現(xiàn)，地方政府力推。
輸配電價改革
1、兩大原則：
(1)統(tǒng)一原則：國家統(tǒng)一指導(dǎo)，按“準(zhǔn)許成本加合理收益”原則核定;
(2)因地制宜：相關(guān)參數(shù)、總收入監(jiān)管方式等可適當(dāng)體現(xiàn)地區(qū)特點。
2、實施主體：
(1)核定：各電網(wǎng)公司自行核定;
(2)監(jiān)審：省級電網(wǎng)輸配電定價成本監(jiān)審工作由國家發(fā)改委統(tǒng)一組織，國家能源局配合，各省級價格主管部門和國家能源局派出機構(gòu)按照國家要求做好相關(guān)工作。
3、輸配電價改革試點及落地情況
4、各地首個周期(2016-2018)輸配電價核準(zhǔn)價格
5、電改帶來電力生產(chǎn)要素和消費模式的變化
售電市場規(guī)模
他山之石：國外售電情況簡介
美國：大用戶、高電價區(qū)域先行
電改前，各州政府的公用事業(yè)委員會(PUC)按照輸電公司的成本計算管制電費。該時期的電費主要通過成本定價。電改開始后，由于各州社會經(jīng)濟(jì)情況不同，可按照各州實際情況決定改革進(jìn)度。因此，州政府的 PUC 可以自行制定管制的輸配電網(wǎng)使用費和缺省電費。
英國電改：輸、配、售高度分離
整個英國由3家輸電網(wǎng)公司負(fù)責(zé)區(qū)域性輸電網(wǎng)絡(luò)。在配電網(wǎng)層面，英國被劃分為14個區(qū)域并由6大配電網(wǎng)公司(DNOs)運營。配電公司作為獨立于輸電和售電環(huán)節(jié)的中間人，通過運作其擁有的配電網(wǎng)絡(luò)將輸電網(wǎng)傳輸?shù)碾娏Ψ峙浣o民用和工商業(yè)用戶。但是配電公司并不參與售電的環(huán)節(jié)。與發(fā)電、輸電和配電公司不同的是，英國電力供應(yīng)商被定義為支付配電網(wǎng)絡(luò)費用并從電力批發(fā)市場中購買電力，再以一定價格出售給自己顧客的商業(yè)實體。
德國一步到位進(jìn)入零售競爭市場
德國直接開放電網(wǎng)，賦予所有終端用戶自由選擇供電商的權(quán)力。電改要求原本垂直一體化的大型電力企業(yè)進(jìn)行了有計劃的業(yè)務(wù)拆分，在這個過程中許多區(qū)域性的能源集團(tuán)不斷重組和整合，最后形成了如今四大發(fā)電集團(tuán)和四大電網(wǎng)調(diào)度區(qū)域的局。1998-2001這段時間內(nèi)，一系列對德國自由化電力市場影響深遠(yuǎn)的規(guī)則被制定出來并在未來被不斷的修改和豐富，其中包括：電力零售側(cè)放開，終端用戶可以自由選擇售電商;開放電網(wǎng)使用權(quán)，電網(wǎng)運營商不參與市場競爭;以平衡結(jié)算單元為主體的電量平衡機制。
成熟市場的啟示：大范圍因地制宜、小范圍激發(fā)活力
我國電力市場有自身獨特的歷史沿革和現(xiàn)實特點，對國外成熟市場的借鑒吸收不可完全照搬，我們認(rèn)為，我國較為現(xiàn)實的電改之路，將具有以下特征和歷程：
首先，試點先行，分頭探索。我國幅員遼闊，能源資源與能源消費呈逆向分布，應(yīng)按各地實際情況決定改革進(jìn)度，并由不同主體分開操刀，互相學(xué)習(xí)借鑒。其次，釋放紅利，激發(fā)活力。需要加大電價改革上力度，讓更多的民營企業(yè)看到利潤空間，同時也讓更多的工業(yè)電力用戶看到獲利機會，多方面調(diào)動市場積極性。
綜上，我們在國外既行的電力市場中可以看出，成熟的售電市場中，“輸配分離”、“競 價放開”是電力市場化的必由之路。我國廣東省作為試點先驅(qū)走在前面，隨后京津冀地區(qū)也將試點售電放開，這兩地的發(fā)展現(xiàn)狀和思路，值得行業(yè)內(nèi)公司深入思考。（國研中電EPTC）
