周刊|售电良田沃土好，六月花开奇葩多(20180625-20180701)

 最近全国各地的电力交易活动开展如火如荼，而其中售电业务，在大江南北都因为环境的参差不齐和背后独特的地域因素体现出了一些有趣的现象，我们一起来看看吧~

江苏省发展改革委关于印发《关于促进分布式能源微电网发展的指导意见》的通知，为加快可再生能源和分布式能源融合发展，制定出台关于促进分布式能源微电网发展的指导意见。通知中提到，分布式能源微电网运营主体承担电网内的保底供电服务，负责微电网与外部电网电量交换，作为独立购售电主体按照市场规则参与电力市场交易，纳入电力交易平台管理。分布式能源微电网项目投资经营主体，在具备售电公司准入条件、履行售电公司准入程序后，依法取得电力业务许可证(供电类)，作为拥有配电网经营权的售电公司，开展售电业务。该通知的印发，也意味着微电网可作为独立购售电主体参与电力市场交易了。

截止2018年6月26日吉林2018年电力用户与发电企业第一次直接交易(交易序列为“2018年电力用户与发电企业第一次直接交易0619”)的所有交易环节全部完成，在预申报电量为1125380MWh的情况下，本次交易成交量居然为0。根据2018年公布的输配电价看，吉林省的一般工商业输配电价基本是全国最高的。1kv以下、1-10kv、35kv每度分别为0.4722、0.4572、0.4422元。

在这些企业中，以分散各地的集团型为主，接入点众多而单点接入的电压等级相对会较高，此时输配电价会占据最终电价的更大部分，会更大程度稀释和发电企业直接交易带来的优惠。电力市场化的空间是通过手头更大的电量，获得和电厂的更佳议价权，而0.3717元每度的燃煤上网标杆电价和严重过剩的供需比背后虽然看似有降价空间，却潜藏着如下条件：（1）吉林省参与电改的发电企业仅限定国电、华能、大唐和中电投四家发电集团；（2）其余省外发电企业和省内其他发电企业一律不准参与。

更加令人不解的是，吉林省卖往两个邻省的电价，比自用分别便宜6分和9分。如果背后导致垄断地因素真的如此牢不可破，要解决直接电力交易没有成交的怪圈，只能引进外省的电力了并开放其他发电能力准入了。这些利益格局如果真是一块板砖，还得看中央怎么破了。

海南省工业和信息化厅近日起草的《海南省电力直接交易试行办法》正进行公示。《试行办法》提出，海南将加快推进电力直接交易，逐步构建有效竞争的电力市场体系。参与直接交易的发电企业为海南省内取得发电业务许可证的统调公用发电企业，单机容量30万千瓦以上、符合国家环保要求的燃煤机组和核电机组。直接交易品种，一是年度双边协商交易。发电企业与电力用户(或售电企业)自主协商交易价格、交易电量，签订交易意向合同。二是年度双边挂牌交易。同一交易日内，发电企业与电力用户(或售电企业)分别在海南电力交易中心申报挂牌电量和价格，滚动调整、互相摘牌。

广东电力交易市场考核成本高企，为售电服务敲响警钟。5月售电侧获利7400万创新高，但是净获利仅占获利58%。随着五六月份开始用电量上升，负荷变化加剧，对于售电公司而言环境波动带来的考核风险更加突出。虽然对于电力用户政策风险可以通过售电公司电量池进行缓冲，但实际因为市场趋于成熟，分成比例和既有的签约情况决定了售电公司大多数并不会有理想的客户结构，也没有够好的分成比例。对此未来改革应该会有几个重点：

（1）针对增量的电量，进行更加实时的电力现货交易。比如正在建设的日前交易和当日交易系统。

（2）允许售电公司之间在监管下对合约电量进行交易。目前只支持合同转让，其实处理还不够灵活。

所以，回到电力改革降低用电成本，增强经济活力的目标来看，只有将电力在更大的资源池中进行管理以实现资源互补，实现发用电的可控，提高输配和管理的效率才能做到。正如一辆汽车想要动力强劲又省油，唯有提高效率和针对典型工况进行优化耳。在电力改革的过程中，售电公司为了提升自身收益会不断开拓增值服务，并最终为可控、可视、可互连的未来能源体系奠定基础。