導讀
《電力發展“十三五”規劃》出臺，指出在電力體制改革方面，組建相對獨立和規范運行的電力交易機構，建立公平有序的電力市場規則，初步形成功能完善的電力市場。深入推進簡政放權。一是核定輸配電價。2017年底前，完成分電壓等級核定電網企業準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。建立標準統一的電力市場交易技術支持系統，積極培育合格市場主體，完善交易機制，豐富交易品種。2016年啟動東北地區輔助服務市場試點，成熟后全面推廣。2018年底前，啟動現貨交易試點;2020年全面啟動現貨交易市場，研究風險對沖機制。三是組建相對獨立和規范運行的電力交易機構。四是有序放開發用電計劃。2020年前逐步取消優先發電權以外的非調節性發電計劃。五是全面推進配售電側改革。2018年底前完成售電側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。電改的實質是通過核實輸配電價，將利潤轉移到售電側和用電側。引入售電公司，增加售電的市場化競爭，最終將利潤轉移到用戶側，以此來降低用電成本。電改是規則的重構，將在售電端，用電端、配電端將帶來大量的產業機會。
政策解讀
●1、開展售電業務不一定非要新設一家售電公司，還可通過已有公司辦理售電業務增項。
●2、售電公司在一家交易機構注冊即可，無需到全國各地交易機構重復注冊;而且，可以自主選擇交易機構跨省跨區購電。售電公司從事云南與廣東之間的跨區交易，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生變化的，需要再次承諾、公示。
包括業務范圍、公司股東、股權結構等有重大變化的，售電公司應再次予以承諾、公示。
●4、配售電公司需要代付可再生能源補貼。
除一般的責任外，配售電公司承擔代付其配電網內使用的可再生能源電量補貼的責任。
●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準。
配電網包括兩類，一類是按電壓等級看，指110千伏及以下電壓等級電網;另一類是從功能看，指220(330)千伏及以下電壓等級工業園區(經濟開發區)等局域電網。這兩類都是配電網。
●6、對于有配網的售電公司，原則上應實行配售分開。
具備條件的配售電公司，配電業務和競爭性售電業務需要分開。從這一規定精神看，電網企業的競爭性售電業務與其他業務的分離將成為必然要求，且將被更嚴格地管制。
●7、電網可以控股增量配網、發電企業可以投資增量配電網。
●8、配電網運營者可通過專門的配電價格回收投資，并獲取政府規定的保底供電補貼。
●9、從事售電業務，信用風險。
違反交易規則和失信行為情節特別嚴重或拒不整改的，經過公示等有關程序后納入涉電嚴重失信企業黑名單;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：售電公司及負有責任的法定代表人、自然人股東、其他相關人員。
售電側改進程
電改試點
2016年
1月
批復山西綜合電改試點
3月
宣布成立北京電力交易中心、廣州電力交易中心
廣州率先進行有售電公司參與的電力月度競價交易
進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、電改綜合試點省份電網、華北區域電網
批復安徽、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
批復廣西綜合電改試點
6月
中央改革辦督查組調研國網、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個省級電網和華北區域電網成本監審工作結束，預定年底前正式公布輸配電價。
江蘇發布電力集中競價交易試行規則
原定2017年開展的14個省級電網輸配電價改革提前至2016年9月啟動，基本實現省級電網的全覆蓋;計劃于2017年1月底完成成本監審工作。
全國首個區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
國網旗下首個非國網獨資交易中心——重慶電力交易中心掛牌成立
公布批復北京、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改革試點
12月
國家發改委發布第一批增量配電業務改革試點名單公布
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，分別由國網和南網全資控股
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，其余均由國網全資控股成立;依托于南網的共4家省級電力交易中心，均有社會資本參股。
電網公司持股電力交易中心情況
售電公司“存量的增量配電網”業務
(1)全國“存量的增量配電網”：
類似內蒙、廣西等地方政府持有相當部分配電網;部分工業園區原來投資了配電網;類似山東魏橋的電廠近區供電形成的配電網;水庫庫區供電形成的配電網;部分大型廠礦、農場改制轉產后形成二次供電的配電網;部分仍然保留躉售形式的縣、鎮、村、小工業區的配電網;大用戶專變專區的配電網。
(2)新增配網帶來的業務模式
(1)電力設備商升級配網項目承包商;
(2)配售電公司升級“小電網公司”，負責區域內配+售&運維;
(3)大用戶用電成本下降，用電大數據由售電公司通過需求負荷預測的方式變現，地方政府力推。
輸配電價改革
1、兩大原則：
(1)統一原則：國家統一指導，按“準許成本加合理收益”原則核定;
(2)因地制宜：相關參數、總收入監管方式等可適當體現地區特點。
2、實施主體：
(1)核定：各電網公司自行核定;
(2)監審：省級電網輸配電定價成本監審工作由國家發改委統一組織，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按照國家要求做好相關工作。
3、輸配電價改革試點及落地情況
4、各地首個周期(2016-2018)輸配電價核準價格
5、電改帶來電力生產要素和消費模式的變化
售電市場規模
他山之石：國外售電情況簡介
美國：大用戶、高電價區域先行
電改前，各州政府的公用事業委員會(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，由于各州社會經濟情況不同，可按照各州實際情況決定改革進度。因此，州政府的 PUC 可以自行制定管制的輸配電網使用費和缺省電費。
英國電改：輸、配、售高度分離
整個英國由3家輸電網公司負責區域性輸電網絡。在配電網層面，英國被劃分為14個區域并由6大配電網公司(DNOs)運營。配電公司作為獨立于輸電和售電環節的中間人，通過運作其擁有的配電網絡將輸電網傳輸的電力分配給民用和工商業用戶。但是配電公司并不參與售電的環節。與發電、輸電和配電公司不同的是，英國電力供應商被定義為支付配電網絡費用并從電力批發市場中購買電力，再以一定價格出售給自己顧客的商業實體。
德國一步到位進入零售競爭市場
德國直接開放電網，賦予所有終端用戶自由選擇供電商的權力。電改要求原本垂直一體化的大型電力企業進行了有計劃的業務拆分，在這個過程中許多區域性的能源集團不斷重組和整合，最后形成了如今四大發電集團和四大電網調度區域的局。1998-2001這段時間內，一系列對德國自由化電力市場影響深遠的規則被制定出來并在未來被不斷的修改和豐富，其中包括：電力零售側放開，終端用戶可以自由選擇售電商;開放電網使用權，電網運營商不參與市場競爭;以平衡結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、小范圍激發活力
我國電力市場有自身獨特的歷史沿革和現實特點，對國外成熟市場的借鑒吸收不可完全照搬，我們認為，我國較為現實的電改之路，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，應按各地實際情況決定改革進度，并由不同主體分開操刀，互相學習借鑒。其次，釋放紅利，激發活力。需要加大電價改革上力度，讓更多的民營企業看到利潤空間，同時也讓更多的工業電力用戶看到獲利機會，多方面調動市場積極性。
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走在前面，隨后京津冀地區也將試點售電放開，這兩地的發展現狀和思路，值得行業內公司深入思考。（國研中電EPTC）
評論