一周售电新闻盘点:电改再加速 售电蓄势待发
政策类:
3月20日,国家发改委、国家能源局官网上同时公布了《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》的通知,通知中对增量配电业务配电区域做出了明确界定。增量配电业务配电区域是指拥有配电网运营权的售电公司向用户配送电能,并依法经营的区域。
通知中确定了配电区域的唯一性、区域性和一致性:
唯一性:在一个配电区域内,只能由一家售电公司拥有该配电网运营权。
区域性:配电区域原则上应按照地理范围或者行政区域划分,应具有清晰的边界。
一致性:配电区域划分应与国家能源政策相衔接,原则上应与国家发改委、能源局公布的各类能源示范项目中已包含增量配电业务并明确了供电范围的须保持一致。
国家发改委、国家能源局日前联合发布了《电力系统调节能力的指导意见》,意见中称,加快电力市场建设,大幅度提高电力市场化交易比重,建立以市场为导向的促进新能源消纳的制度体系。逐步建立中长期市场和现货市场相结合的电力市场,通过弹性电价机制释放系统灵活性。研究利用市场机制支持储能等灵活调节电源发展的政策,充分反映调节电源的容量价值。在电力现货市场建立之前,通过峰谷电价、分时电价等价格机制,支持电力系统调节平衡。大力推进售电侧改革,鼓励售电公司制定灵活的售电电价,促进电力消费者与生产者互动。以北方地区冬季清洁取暖为重点,鼓励风电企业、供暖企业参与电力市场交易,探索网、源、荷三方受益的可持续发展机制。
国家能源局综合司日前发布了关于征求《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》意见的函,承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等。
同一省级区域内的各类市场主体承担同等配额指标,并公平参与可再生能源电力市场交易。电力交易机构应保障可再生能源电量和其他种类的电量享有公平交易的权利,指导市场主体优先开展可再生能源电力交易,组织开展可再生能源消纳专项交易。
计入可再生能源电力配额的可再生能源电力消费量包括:从可再生能源发电企业直接购入并在本主体经营区覆盖范围内消纳的可再生能源电量;可计量的自发自用(全部或部分)可再生能源电量;从其他售电主体购入并消纳的可再生能源电量。向其他各类市场主体售出的可再生能源电量计入购入企业,不再计入售出企业。
报道:
售电侧改革作为推动能源结构转型和电力产业升级的重要抓手,自启动以来,市场交易规模逐步扩大,有效竞争的中长期交易格局基本形成。2017年,全国市场用户降低用电成本超过千亿元,有效释放电力体制改革的红利。然而,售电侧市场目前仍存在市场放开力度不足、尚未形成有效的市场价格机制、未能有效促进综合能源新兴业态的发展等问题。
“同时,还要以售电侧改革为切入点,加快推动综合能源新兴业态的发展。尽快制定分布式能源参与售电侧市场的规则,并建立需求侧响应服务参与售电侧市场的交易机制,提高用户积极性,扩大能效管理示范平台规模,将售电侧市场服务与智能化能效服务形成联动。”傅育宁表示。
继2002年电改5号文打破垂直一体化电力体制改革后,2015年3月15日中共中央颁发文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号),再次掀起电力体制改革热潮,使电力市场改革在短暂的低迷期过后进入新的时期,我国电力市场环境发生了巨大的变化。
我国电力工业整体以一个较为健康的状态运行,但也存在一些问题,主要是遗留问题趋于严重,即电力发展速度与经济社会发展不完全协调,电力工业发展方式仍然粗放;还有就是新的挑战不断出现,即市场机制建设、电力法规完善等等都在摸索中。这两个核心问题,构成了推动新一轮电力改革的核心动机。
不同于英国“破碎化”分离后又“一体化重组”的电力体制改革,也不同于美国通过颁布和实施一系列法案为标志推动电力市场改革逐步完善,更区别于日本以用户选择的自由作为电改大方向,我国的电力体制改革是从基本国情出发,政府正确引领和组织,依法推进新一轮电力体制改革。新电改的逐步推进已经形成了新的电力市场环境,电力交易机构相对独立,电力交易中心在全国范围内成立;售电侧的放开,使得大量社会资本涌入,组建各类售电公司,参与市场竞争;增量配电业务的放开释放了配电红利,这些新兴的市场元素也反过来激活了电力市场,对电网企业的核心竞争力都产生了极大的影响。
随着2018年能源体制改革迎来升级版,相关红利将加速释放。《经济参考报》记者采访了解到,在一般工商业电价平均降低10%的实体减负目标下,电改超预期加速进行,试点升级。今年上半年增量配电试点将实现全国地级以上城市全覆盖,电力现货市场建设试点有望启动试运行,市场化交易比重将大幅提高。同时,油气改革一揽子政策也将出台,相关试点工作启动,进入施工高潮期。
2016年国家颁布《省级电网输配电价定价办法(试行)》。截至2017年底,我国省级电网输配电价改革工作基本完成,除西藏外各省级电网输配电价已全部批复。2017年底,国家又出台区域电网输电价格、跨省跨区专项工程输电价格以及地方电网和增量配电网配电价格的定价办法(指导意见),以上四个定价办法构成了我国输配电价体系改革的基本政策框架。总体上看,我国输配电价改革取得了显著的成果。但是,考虑输配电价的应用范围和功能发挥程度,加上输配电价成本分摊与监管等的复杂性,我国输配电价改革还仅仅只是刚开始,还有许多关键环节和因素需要总结、完善和进一步改革。
干货:
随着电改的春风吹遍祖国大地,越来越多的省份开展电力的市场化交易了,我国地域辽阔,地大物博,不同省份的能源分布有着很大的区别,所以各个省份在国家发改委发布的《电力中长期交易基本规则(暂行)》的基础上,制订了本省的交易规则。可以说大部分省份的交易规则都是大同小异的,但是有些省份的交易规则还是会比较特殊。
今年1月份,广东电力交易中心在发布《关于开展2018年2月份集中竞价需求申报通知》时提到:售电公司需在需求申报界填报当月所有代理用户的用电需求。
换个角度,如果售电公司按照用户原始电量需求填报,那么,广东电力交易系统记录下的便是每个企业真实的偏差情况。这意味着,企业用电的准确性会被官方系统记录,那么,一旦政策允许,售电公司在代理企业购电时,便有了判断企业用电准确与否的客观依据。所以,对于用户而言,即使签了全包偏差合同,也并不意味着电量偏差控制与己无关。
随着现货市场的到来,售电公司将会面临更多的风险,目前月结月清的偏差考核,到了现货市场,可能便是与交易频次同步的日、小时或者分钟结算,价格变化更加频繁,市场不确定性及风险更加突出。在接下来的电力交易市场,售电公司预测和拟合用户用电负荷曲线时,必将更加关注企业的用电稳定性及预测能力;如果恰好有一个客观的数据供售电公司做参考,这将无疑可以为售电公司降低不少经营风险。反过来,对于企业,一旦电量偏差较大这件事成了公开的秘密,其议价能力将大打折扣。
电力交易:
2018年二季度京津唐地区电力直接交易公告发布,二季度京津唐地区电力直接交易规模为111.32亿千瓦时,交易时间为2018年4月1日至2018年6月30日。
通过售电公司购电的冀北电力用户,用户侧电价还需叠加购电服务价格。
陕西省发改委日前发布了《陕西省2018年上半年电力直接交易有关事项公告》,陕西省上半年电力直接交易市场主体确定了21家发电企业、83家售电公司、523家电力大用户、293家电力中小用户。本次交易电量规模157亿千瓦时,其中关中、陕南、榆林地区大用户校核电量135.5亿千瓦时,延安地区校核电量17.5亿千瓦时,售电公司代理中小用户校核电量4亿千瓦时。
值得注意的是,通知中提到,有色行业企业不受电压等级和用电量限制,全电量参与自主协商直接交易。非有色行业在电网企业独立开户、单独计量的企业,不受电压等级限制。
偏差考核范围为正负5%。
福建省经信委日前发布了《关于开展老用户2018年度电力长协交易工作的通知》,通知中称,2018年老用户年度长协交易电量规模约为331亿千瓦时左右,其中挂牌交易电量68亿千瓦时左右,双边协商交易电量263亿千瓦时左右。
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