北极星输配电网讯: 过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争现在，他们面对着400个竞争对手在世界第四大电力市场日本，过去几十年来只有10家电力公司满足该国的用电需求。如今，这些所谓的垂直一体化区域电力公司(每家公司都拥有自己的工程企业甚至设备生产商)面临着日益激烈的竞争。像美国和其他许多发达国家一样，日本十大电力公司服务的电力需求在十年前达到了顶峰。目前日本的电力需求相比2007年减少了15%。需求在2007年就已经见顶：日本垂直一体化区域电力企业需要满足的电力需求电力需求的下降一方面是因为用电效率的提高。另一方面是因为2011年东日本大地震爆发后，日本关闭了多个核电站，对用电量问题非常重视，采取各种措施节约用电。还有个同样重要的原因(也许是更重要的进步)，不同于传统垂直一体化区域电力企业的新电力零售企业进入了日本新近全面放开的电力市场。电力市场自由化2000年，日本启动了电力市场自由化的进程，允许用电需求超过2兆瓦的用户自行采购电力。这类大型商业和工业电力用户的用电量占日本总用电需求的四分之一以上，不过如下图所示，基本电力需求的增长弥补了面向上述大用户电力销售减少造成的损失。2016年4月，日本向所有用户全面放开电力市场并引入竞争，电力市场变得更有生机。在当时，400多家解除管制的电力零售商的电力需求一下子增加了三分之二。非传统电力零售企业的需求持续上升：日本非垂直一体化区域电力企业的需求这些有别于垂直一体化区域电力企业的电力零售商有着不同的企业根基。其中最大的一家ENNET是两家天然气分销商东京燃气公司(Tokyo Gas)和大阪燃气公司(Osaka Gas)与NTT设施公司(NTT Facilities)合资成立的企业，NTT设施公司代表其电信母公司NTT进行可再生能源开发和电力管理。由于持有发电资产，加上能够向那些对成本敏感的商业和工业用户销售电力，ENNET的经营尤其成功。竞争激烈东京燃气公司现在也作为电力零售商参与竞争，并已成为日本第六大电力供应商。东京燃气以优质的客户服务而闻名，其提供的服务包括太阳能和燃料电池。另一家电信公司KDDI是日本第八大电力零售商，凭借其庞大的客户群取得了成功，因为该公司可以把旗下的电力、电话和网络服务捆绑成套餐销售。像航空公司一样，KDDI和其他多家新电力供应商推出积分奖励，KDDI甚至拥有自己的信用卡。从严格意义上来说，有些非公用事业电力零售商其实是住宅供应商。房屋建筑商大东建托(Daito Trust Construction)的子公司大东能源(Daito Energy)以低于垂直一体化区域电力企业5%的价格向住宅租户销售电力，从而降低了租房支付的电费。铁道公司东急电铁(Tokyu Corporation)的子公司东急电源(Tokyu Power Supply)为购买其电力和互联网服务套餐的客户提供双倍的铁路用户积分奖励。资金雄厚的大公司凭借现有的客户关系异军突起，可能表明有别于垂直一体化区域电力企业的零售商市场正在进行整合。但事实并非如此。2013年，非垂直一体化电力企业的公司只能向大用户销售电力时，日本十大电力公司占据80%以上的零售市场份额。截至2017年3月，十大电力公司只拥有55%的市场份额。传统电力供应商的市场份额持续下滑：日本非垂直一体化区域电力企业的市场份额截至2017年4月，非垂直一体化区域电力企业的零售商已经可以满足超过10%的商业电力需求。从2016年完全放开市场竞争开始，这些电力零售商满足的工业用电需求几乎没有变化，但是零售用电需求份额从零增长到了4%。现在，日本近10%的用电量由供电企业以外的公司提供。市场份额逼近10%：日本非垂直一体化区域电力企业的总需求过去几十年，日本垂直一体化区域电力企业没有遇到过竞争。现在，他们面对着400个竞争对手。随着非公用事业电力服务的需求在一年内增长了80%，日本的情况证明了，即使在发展成熟的电力市场，激烈竞争的局面也可以迅速蔓延。 原标题:日本电力市场群雄混战，谁会是最后赢家？

北极星输配电网讯:在本轮电力体制改革过程中，云南省是一个典型案例，据说是创下了五个“全国第一”：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场; 全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场; 全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量; 全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。今天小编就为您梳理总结下云南电力市场化的一些特点，希望能对各位了解云南电改有所帮助。1 云南是水电大省，清洁能源占比达84%，火电长期备用云南水力资源居全国第3位，占全国水力资源总量的1/7。截至 2017 年 6 月底，云南省发电装机8514 万千瓦。其中以水电为主的清洁能源装机 7130 万千瓦，占比 83.7%;火电装机 1385 万千瓦，占比 16.3%，火电处于长期备用状态。 云南省发电装机(万千瓦)来源：昆明电力交易中心2 云南是“西电东送”的重要基地，外送电量超过省内售电量2016年云南全省送广东、广西的西电东送电量1100.5亿千瓦时，省内售电量1096.6亿千瓦时，西电东送电量首超省内售电量。云南省内已建成“三横两纵一中心”500千伏主网架，省间建成远距离、大容量送电通道，通过6回直流及1个直流背靠背工程与南方四省区电网异步联网运行，云电外送通道能力提升到2017年的2615万千瓦。3 云南电力市场化从2014年开始，市场模式逐渐成熟2014年云南省在全国率先启动了电力企业与大用户直接交易;2015年扩大市场化交易范围，成交电量达460亿千瓦时，被列为首批电改综合试点之一;2016年在全国首次尝试日前交易，保证了较高的合同履约率;2017年的交易规则更加完善、品种更加齐全。云南电力市场模式在全国范围起到了示范引领作用。4 云南电力市场特点为 “中长期交易为主，日前交易为补充”云南电力市场的交易品种分为年度、月度、日前三个时间范畴，年度为双边交易，月度按照双边-撮合-挂牌的顺序依次进行，而工作日的每天都有日前增量交易。2017年上半年云南电力市场化交易总计成交电量 322.37 亿千瓦时，其中年度、月度、日前交易电量比例为 33.94%、60.51%、 5.55%，市场结构进一步优化，呈现出明显的“以中长期交易为主，日前交易为补充”的特点。 2017云南电力市场交易时序图来源：昆明电力交易中心5 云南电力市场化后电价有明显下降，汛期更明显云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位。 2017年上半年电厂侧平均成交电价为0.214元/千瓦时，从6月份进入汛期后水电发电能力大幅增加，电价下降到0.186元/千瓦时(6月-10月为汛期)。 2016年、2017 年上半年云南电力市场化交易售方成交电价来源：昆明电力交易中心6 云南售电公司增长迅速，成交电量超过市场电量的一半2017年上半年，共50家售电公司完成市场准入程序，缴纳了保证金的售电公司共有22家，共完成电力用户委托服务授权2055户， 售电公司每月成交电量稳步上升，6月份成交电量占市场电量的比例首次过半;售电公司平均成交价较市场平均价每千瓦时低 1.7 分。 2017年上半年售电公司成交量与市场电量对比来源：昆明电力交易中心7 云南首创售电公司信用评价机制，评价等级高的可以退还保证金云南是全国首个依据信用评价指标体系开展信用体系建设工作的省份。目前已经公布了前两个季度售电公司信用评价结果和分析报告，实现了评价等级与保证金的挂钩关系，评价等级处于AA-及以上的售电公司可以参照保证金调整系数，选择申请退还保证金。同时建立了黑名单和负面准入制度，未注册即开展业务直接评级为C，评级为D的售电公司强制退市、纳入黑名单。8 昆明电力交易中心发布日前交易K线图，提供价格引导今年8月1日起昆明电力交易中心每日更新日前交易K线图(K线图多用于股市、期货市场)，包含昨日均价、今日均价、今日最高价、今日最低价等信息，利于市场主体发掘市场规律、制定报价策略。 2017.8.31交易K线图来源：昆明电力交易中心9 云南在全国首次组织年度双边合同互保交易，帮助市场主体防控风险双边合同互保协议是在发电企业之间以及电力用户之间签订的互保协议，一方因特殊原因无法履行合同电量时，在确保电网安全的条件下可由另一方代为履约。2017年6月20日，昆明电力交易中心组织开展了全国首次年度双边合同互保交易，共有15家市场主体申报且全部为电力用户，最终8家用户成交了2437万千瓦时的电量。10 西电东送协议外，云南送广东电量较小在西电东送框架协议外，为了促进云南水电的消纳，广州交易中心组织了多次云南送广东交易，包括发电合同转让和增量挂牌两种形式。6月20日进行的南方区域首次跨省发电权交易，最终云南与广东的电厂只有1对成交，而8、9月份的发电合同转让由于双方申报价差较大，成交电量均为0。在增量挂牌方面，4、5月成交量较小，分别为95万、20万千瓦时，价格在202元/千千瓦时左右，而进入汛期后水电消纳问题突出，7、8月的挂牌成交量分别为5.35亿、1亿千瓦时，价格也跌到了160元/千千瓦时。期间引起了大家对于省间壁垒、输配电价不合理等讨论，但总体来看在还是朝着好的方向发展。 原标题:小科普| 云南电力市场面面观

北极星输配电网讯:综合预测，2017年我市电力直接交易用户企业直接交易电量约60.7亿kwh，占去年全市工业用电量(95.6亿kwh)的63.4%，直接交易电量比去年多13.2亿kwh，可节约电费支出约3.1亿元，电费支出比去年多节约5000万元。所谓电力直接交易，是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业则按规定提供输配电服务。由于电力直接交易主要是针对大用户而言，因此大部分时候也被表述为“大用户直购电”。其实，这不是个新鲜事物。早在2002年上一轮电改启动时，电改方案就提出开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局。显然，通过直购电模式，可以形成多卖家多买家的局面，有利于资源优化配置和市场竞争。大用户直购电是公认的电力市场化的一个方向。但经过十几年的探索与博弈，这项工作推进一直步履蹒跚，效果也不尽如人意，甚至曾因高耗能企业盲目发展而被叫停。直到2013年，国务院批转发改委《关于2013年深化经济体制改革重点工作意见的通知》指出，推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点，才又将其重新启动。从2014年上半年开始，安徽、江苏、江西、山东等10多个省重启“直购电”试点。这项工作推进缓慢的根源还是在利益。对电厂来说，给大客户供电是希望把价格定得高一些，但实际上直接交易的价格往往比上网电价还要低，但由于这部分电量是在基数之外，电厂可多发电赚些利润。对电网公司而言，它当然希望把优质客户抓在自己手上。目前对此事积极性比较高的是用电企业，因为可以拿到比较便宜的电价，经营成本就可以降下来。“但也存在优惠幅度不能固定下来的问题。去年电厂每度电给我们优惠5分钱，今年只优惠2分钱。”福泉橡胶公司财务科科长鞠宇说。其实对用电企业来说，如果优惠幅度过小，那就成了鸡肋，因为双方电价谈判不仅费时费力，而且电厂的供电保障能力毕竟不及电网。但大用户直购电终究是电价改革的突破口。今年7月26日，国家发改委就输配电价改革及价格市场化程度测算有关情况举行发布会。价格司巡视员张满英表示，今年6月底前已全面完成了全国省级电网输配电价改革。下一步将研究制定电网和新增的配电网的价格形成机制。据介绍，今年上半年，通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时，占电网企业销售电量的比重已经达到22%，同比增长了50%。根据发改委预测，预计2017年年底，全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，占电网销售电量的35%。而从我省来看，随着电力市场建设工作的有序推进，截至目前，全省共有358家省内售电公司通过注册程序成为合格的市场主体，另有98家省外售电公司通过北京交易中心公示。其中，65家(含省外3家)售电公司与省内电力用户确定代理关系，共完成年度双边、月度双边、月度竞价、特高压集中竞价等6批次省内电力直接交易，达成交易电量659.47亿千瓦时，平均降价2.18分/千瓦时，预计减少用户成本约14.34亿元。电改大幕已经开启，这对我市企业降成本提效益、加快转型升级无疑是个难得机遇。据介绍，今年上半年，通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时，占电网企业销售电量的比重已经达到22%，同比增长了50%。预计2017年年底，全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，占电网销售电量的35%。我市27家企业用上直购便宜电，“我们公司是省经信委批准的2015年第二批电力直接交易试点用户。2016年，公司直接交易电量4000万度，每度便宜5分钱，共节约电费支出200万元，有效降低了我们的生产成本。”福泉橡胶公司财务科科长鞠宇说。公司主要利用废橡胶生产各种再生橡胶、橡胶粉，并进行深加工利用，产量居全国前列，是山东省内最大的废橡胶循环利用企业。记者从市经信委获悉，今年我市争取电力直接交易用户再获新突破。近日，省经信委对2017年第二批电力直接交易用户名单进行了公示，莱芜市在2017年第一批入围6家企业的基础上，又有温岭精锻、汇锋传动、海阔实业、泰丰纺织等7家企业入围，至此，今年莱芜市新增电力直接交易用户企业13家，预计新增直接交易电量4.52亿kwh，可节约电费支出约900万元。截至目前，莱芜市电力直接交易用户达27家，其中老用户14家，14家中有3家(山钢莱芜分公司、泰山不锈钢、富伦钢铁)参与跨省区交易，预计直接交易电量42.3亿kwh，其中山钢莱芜分公司、富伦钢铁参与锡盟特高压交易，有10个月优惠达0.07458元/kwh，2个月省内交易优惠0.02元/kwh，直接交易电量达32.7亿kwh，年可节约电费支出约2.58亿元；泰山不锈钢参与银东直流直接交易，直接交易电量约2.6亿kwh，电价优惠分别为0.035元/kwh、0.05元/kwh、0.063元/kwh，预计全年可节约电费支出1300万元。11家企业参与省内交易，预计直接交易电量13.8亿kwh，平均优惠达0.02元/kwh，年可节约电费支出约2760万元。综合预测，2017年莱芜市电力直接交易用户企业直接交易电量约60.7亿kwh，占去年全市工业用电量(95.6亿kwh)的63.4%，直接交易电量比去年多13.2亿kwh，可节约电费支出约3.1亿元，电费支出比去年多节约5000万元。小知识电力直接交易分别要满足哪些条件?各省对准许直购电大用户的定义不尽相同，基本都会规定的“具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任”、“大用电量和高用电等级”等硬性指标。此外，还有“符合产业政策”、“符合节能环保要求”、“无自备电厂”、“能耗指标先进”等特殊规定。具体到山东，依据《关于提报2016年电力直接交易试点用户的通知》，试点用户要具备以下条件：一是用电负荷稳定，全年用电量在1000万千瓦时及以上；二是电压等级在35千伏及以上；三是生产技术工艺应不属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类及限制类。 原标题:电力直接交易拉开电改大幕

北极星输配电网讯:为了扎实做好电力需求侧管理工作，提高电能管理水平和用电效率，优化电力资源配置。根据《关于做好2017年度自治区电力需求侧管理专项资金项目申报工作的通知》(内径信电力字〔2017〕302号)文件要求,我中心积极组织辖区内符合申报条件的园区、企业进行申报，申报范围为工业园区智能用电平台项目、用电企业需符合国家相关产业政策的水泥、电石、铁合金、电解铝等行业用电企业电能在线监测系统建设项目，企业电能在线监测系统应于2017年11月30日前建设完成，并在电能在线监测数据实现及时采集和准确上传。截止目前,内蒙古鄂尔多斯苏里格经济技术开发区、中天合创能源有限责任公司2家符合申报条件，我中心已联合财政局共同行文上报市经信委进行复审。相关阅读：国家发改委肯定南网电力需求侧管理工作内蒙古乌兰察布市开展2017年度电力需求侧管理专项资金申报 原标题:乌审旗工业促进中心积极做好电力需求侧管理项目申报工作

北极星输配电网讯: 华为技术服务有限公司是位于河北省廊坊市的一家高科技企业，自今年7月起，他们参加京津唐电力直接交易，通过售电公司代理，与京津唐域外发电企业直接交易。截至8月底，累计交易电量985万千瓦时，平均每千瓦时比以前降低约5.5分，一下子就节约了54万元左右的电费。这家企业是享受到电力体制改革红利的千千万万家企业中的一个。党的十八大以来，国家电网公司作为电力行业的龙头企业，认真落实党中央、国务院关于电力体制改革的决策部署，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，还原电力的商品属性，努力打造一个统一开放、竞争有序的电力市场体系，这一市场化改革措施已经取得了阶段性成果。据国家电网公司负责同志介绍，国家电网公司已经全面建成国家级电力交易中心和27家省级电力交易中心，交易机构实现公司化相对独立运作。目前各大交易平台上已注册各类市场主体近4.5万家，其中注册的完全市场化的售电公司就超过1700家。在电力交易平台上，发电厂和大用户可以直接对接，商谈电价，而不再像过去一样，由电网企业一家说了算。据统计， 今年1—8月，交易平台完成市场化交易电量7034亿千瓦时，同比增长51%。其中省内市场交易电量5531亿千瓦时，同比增长56%，省间市场交易电量1503亿千瓦时，同比增长超过37%，有效促进能源资源大范围优化配置。电力市场化改革释放出的改革红利相当可观，据国家电网公司测算， 2017年全年预计可为电力用户减少电费支出700亿元左右。电力体制改革最大的受益者无疑是实体经济，特别是制造业的用电大户，而很大程度上电网企业是这一轮改革的让利方。对此，国家电网公司的态度很明确：电力体制改革通过优化配置社会资源，提高的是全社会的效率。看起来电网的盈利被压缩，但是通过这轮市场化改革，会倒逼电网企业的内部改革，从而激发公司的活力和竞争力，因此，从长远看，电力体制改革恰恰是公司发展的难得机遇。近年来，国家电网公司正是以电力体制改革为契机，努力推进公司内部治理结构改革和供给侧结构性改革，取得了良好效果。在公司内部治理结构改革方面，国家电网公司坚持集约化、扁平化、专业化方向，深化内部重组整合，全力推进瘦身健体。截至今年8月，已经完成390家县公司“子改分”，各级存量法人户数共计减少437户。电网业务基本实现两级法人、三级管理，为进一步完善公司治理结构、转变公司发展方式奠定坚实基础。经测算，这些改革措施为公司带来的综合收益约49亿元。2016年，公司的负债率也降低到55.9%，在世界500强同业中处于最优水平。在供给侧结构性改革方面，国家电网公司大力发展新业务，为公司今后的发展壮大找到了更加光明的出路。瞄准未来电动汽车这一发展方向，提早布局，着力打造智慧车联网平台，目前已经建成“六纵六横两环”高速公路快速充电网络，覆盖高速公路1.6万公里和16个省份的121个城市。在京沪高速上，平均每50公里就有一个充电站，密度和普通加油站完全一样，可以很好保障电动汽车的长途出行。值得一提的是，国家电网公司在推进充电桩建设上也一改过去一家独建的思路，推出了“互联网+充电设施”的建设模式，吸引社会资本甚至个人资本共同投入建设。目前，国家电网这一平台上累计建设的充电桩已经超过16.7万个，占全国公共充电桩数量的80%，其中12万多个是社会资本建设。 原标题:国家电网体制改革 为用户减少电费支出七百亿

北极星输配电网讯:“没有现货、没有商品、没有交割，这能算真正的市场吗?”当国家电网、南方电网两大企业搭建的国家级电力中心和30余家省级电力中心挂牌后，一位电力从业者直指现货电力交易缺失弊端，并认为各电力交易中心的中长期交易本质上仍是一种“计划交易”。在电力业内，一直有“无现货，不市场”一说。随着电改的推进，电力现货交易也终于要来了。9月5日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批试点，要在 2018年底前启动电力现货市场试运行，同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。据了解，在第一批试点完成后，全国较大范围的电力现货市场建设，将不再采取试点的方式。电力现货市场和具有金融属性的中远期市场共同组成一个成熟的电力交易市场。但现行的电力中长期交易很难起到对冲风险的金融属性，同时现货市场也要求更高的监管、金融以及法律法规等配套机制。可以预见，随着未来推行的现货电力交易，将对电力市场各方的利益格局以及电力定价机制产生深远影响。试点8地各具代表性现货市场通常指的是商品即时物理交割的市场。由于电力的特殊物理属性，电力现货市场不仅包括了实时电能交易，还有日前、日内交易以及备用、调频等辅助服务交易。现实中，电力的需求和供给在不同的时间都存在较大差异，不同电源之间也有成本差异。但是，现行的电力中长期交易是一种计划调度，对于需求和供给都是计划的，交易价格也缺乏弹性。正因如此，电力现货交易也被赋予价格发现和资源优化配置的作用。但是在2002年中国开始电力市场化改革之初，对于是否要建立现货市场，业内一直存在争议，争议的焦点主要集中在中长期交易所占比例高，现货市场是否有必要性。这个局面直到2015年新一轮电力改革重启。2015年底出台的电改配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。今年7月，国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新正在发改委举行的电改吹风会上提出，研究建立以中长期交易规避风险、现货交易发现价格的电力电量平衡机制。电力现货市场建设的信号进一步明确。随着国家发改委以特急文件发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，电力现货的建设时间表也正式付出水面。根据安排，南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行;同时，应积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。原则上，电力现货市场建设试点应按现有电力调度控制区(考虑跨省跨区送受电)组织开展，具备条件的地区可积极探索合并调度控制区。电力现货市场建设试点成熟一个，启动一个。那么，第一批试点为什么要选择在上述8个地方起步呢?“这八个试点地方多具有很强的代表性。”能源基金会清洁电力项目主任、原龙源电力集团副总工程师陆一川在接受《中国经营报》记者采访时认为，以广东为例，其电力体制改革走在全国最前端，而且广东的电力中长期交易很多，在电力交易“试错”上走得远。蒙西电网是一个独立运营的省级电网企业，是华北电网重要的送电端，而且区域内存在大量煤电、风电基地，内部电量分配矛盾突出、电力外送需求较大。再比如浙江，其内部电和外部电的比例都比较高，电价水平在全国也较高，企业对于电价的承受能力和市场意识也较高，是东部发达地区的一个典型。陆一川表示，甘肃是现在新能源、传统能源负荷、电网之间矛盾最突出、最困难的省份之一，通过建立市场化的现货交易，能否理顺甘肃的电力矛盾，这也将为其他电力富余省份探索出新路径。按照要求，第一批试点的南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等地，已经在9月8日前，将电力现货市场建设试点第一责任单位及联系人、试点实施工作牵头单位及联系人，反馈国家能源局。现货交易将促电价机制改革近期，陕西省物价局发布通知称，实行“一户一表”居民用户(不含居民合表用户)和执行居民电价的非居民用户，可以自愿选择选择执行居民峰谷分时电价政策。根据价格政策，居民生活用电峰段为每日8时至22时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时加价0.05元，居民生活用电谷段为每日22时至次日8时，用电价格在现行对应标准基础上每千瓦时降低0.2元。另外，每年11月1日至次年3月31日，选择峰谷分时电价的用电量不再执行居民阶梯电价政策。此前，河北、江苏、山西、山东等地其实都已经先后实行了居民峰谷电价政策，但由于多是自愿原则，参与的电力用户不仅非常少，而且多数用户根本不知道这项政策存在。但在很多发达国家，峰谷分时电价已经较为成熟。从零售端开启分时点电价的试行，进一步为电力现货交易打开了市场。“未来电力现货交易扩大，其价格信号也就更强。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉记者，有了真正的电力市场交易，电力商品在不同时间、不同空间的价值将体现出来，未来分时电价、节点电价也将成为趋势。除了发现价格外，电力现货市场的出现也被赋予了新能源消纳的重任。清华大学电机工程与应用电子技术系副教授陈启鑫曾撰文称，现货市场或是促进新能源消纳的终极良方。因为现货市场将形成分时的电价信号， 自然就激励发电企业调峰的信号，即：白天多发电，晚上少发电，因而在深夜风电大发时就主动释放出了新能源消纳的空间。而通过给予发电机组启停调峰的合理补偿成本，更可进一步激励其启停调峰，形成了常规火电与风电的“双赢”局面。不仅如此，现货市场还将激励用户侧在低电价时多用电、多用新能源发出的电。从2001年起，截至2016年底，我国风电累计并网装机容量1.49亿千瓦，占全部发电装机容量的9%。但2013年以来，我国弃风率从10.7%上升到2016年的17%左右，2016年全国弃风量达到497亿千瓦。“电力市场改革的目的，就是让电力回归其商品属性。” 陆一川认为，现货市场已经存在了20多年，而新能源消纳难题是近10年来才产生的。近5~6年来仅在中国产生并显得很突出。新能源消纳问题的改善可以看做电力市场化产生的好结果之一。“经济环保调度”就是让边际成本更低、更环保的电力先发、先上网。在现货市场条件下，上述目标和市场规则所基于的资源配置的理论基础是一致的。未来电价的升降终将交给市场。现货交易需配套机制然而，电力现货市场的建设并非易事，同时风险不小。清华大学电机工程与应用电子技术系团队曾在2014年的一篇论文中提到，由于电力商品的物理特性，现货市场价格信号会随着不同时间、不同区域供需关系的剧烈变化而频繁变动。上述团队认为，这就需要市场提供适度的金融手段，以规避风险、锁定收益。在成熟的市场，成员可以参与的金融工具除了现货外，还应该包括期货、期权、远期合约、金融输电权、差价合约等。而这些金融工具，国内现在还几乎没有。在陆一川看来，当前的电力中长期交易并不是一种真正意义上市场化交易，而是计划经济的变种：将原来人为计划分配的一部分电量通过竞价的方式，重新竞价的手段重新分配。但基于计划电量分配的运行体系并没有根本变化。南网科研院能源经济研究所副所长、高级工程师陈政也曾指出，现在中国电力计划与市场双轨制运行。一旦随着发用电计划进一步放开，中长期物理合同刚性执行力度必然受到挑战，阻塞问题会日益突出，月度平衡压力将会扩大。在本次通知中也提到，电力现货试点方案应充分考虑相关配套机制，包括但不限于：与现货交易机制配套的电力中长期交易机制、输配电价机制、优先发电和购电制度落实机制、可再生能源保障性收购机制、发电企业市场力防范机制、财务信用风险规避机制及市场应急预案等。在陆一川看来，在电力现货市场的建设步骤上，还应考虑大幅缩减计划电比例，在电力现货试点的同时“试错”，在正式运行之前，还应当进行模拟运行以及试运行，降低电力系统风险以及企业运营风险。 原标题:8地将试点电力现货交易 市场“价格发现”功能重启

北极星输配电网讯:电力同质性决定成本领先战略优先我国现存的新能源发电技术包括风电、光伏、生物质能等，核电也被归类于新能源，目前风电、光伏和核电的发展规模较大。新能源发电位于电力系统发电、输电、配电、售(送)电四个环节中的发电侧，其产品同火电、水电等传统电力具备极高的同质性，仅在电压、频率等方面有少许区别。对于绝大多数用户而言，不同电力产品仅存在价格区分，这意味着在不考虑其他因素的条件下，成本领先战略是发电企业必然也是唯一可行的竞争战略。新能源发电行业由于产业发展初期成本较高，必须依赖政策补贴才能维持一定的发展规模，此时新能源在能源结构中作为补充性能源，而补贴规模的大小决定了新能源空间的上限。只有当新能源发电成本与传统能源(主要为火电)具备可比性，也就是实现并网侧的平价上网，才能在市场竞争中扩大份额，并逐渐在能源结构中由补充性能源变为替代性能源，市场竞争力取代产业政策成为行业发展的核心驱动力，其发展上限也由补贴规模变为能源总需求。新能源在能源结构中的份额提升意味着能源结构的优化。我国已经充分意识到推动新能源发电并网侧平价上网的重要性：国家“十三五”规划明确提出光伏并网侧、用户侧平价上网的目标，并要求发电侧成本进一步下降30%、40%;同时要求到2020年风电实现并网侧平价上网。平价上网含义及标准设定通常所说的电价是指电力销售价格，其成本组成包括发电厂的发电成本、输配电成本等。我国的销售电价分为三类：工商业电价，一般在1元/kWh左右;大工业电价，一般在0.6~0.9元/kWh之间;居民和农业售电电价，由于享受国家的交叉补贴，价格较低。主要的几种新能源技术，风电目前的标杆电价为0.40~0.57元/kWh，集中式光伏为0.65~0.85元/kWh，分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右，核电约为0.43元/kWh，低于大多数电力售价，初步具备用户侧平价上网的条件。判断新能源能否在发电侧与火电上网电价相竞争的方法是比较新能源发电度电成本与火电成本，衡量度电成本最为常用的指标是平准化电力成本(levelized cost of energy, LCOE)，LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现。目前的新能源应用中，除分布式光伏之外，风电、集中式光伏及核电设备距离负荷中心距离较远，实现用户侧平价上网意义不大，真正能够促进产业发展的是实现发电侧平价上网，即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。目前国内不同地区脱硫煤电价格在0.26~0.5元/kWh，由于不同地区脱硫煤电价格差距较大，新能源不要任何补贴、实现全面的平价上网并不现实。我们认为在高电价地区，平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格，而在低电价地区，考虑到新能源发电的正向外部性和煤电的负外部性，将平价标准设定为0.43元/kWh较为合理(2016年煤电的加权平均价格约为0.40元/kWh，加上碳交易3分/kWh的成本)。内化外部成本，新能源已初具竞争力新能源从起步到如今已经历了几十年，如果仅考虑发电的商业成本，新能源发展还需要政策扶植。对不同能源项目的商业成本核算一般包含其建设成本及运营成本。就当前情况而言，如果仅考虑新能源发电的商业成本，在短时间内实现全面的并网侧平价上网并不现实，在新能源发电技术商业成本优势欠缺的情况下，国家适当对新能源电价采取补贴政策相当必要。而如果将外部成本内化，新能源发电成本已初具竞争力。我国的电力结构以火电(主要是燃煤)为主，火电具有商业成本低、能量密度高等优点，但也是造成大气污染的罪魁，并且排放大量的温室气体，目前的火电价格中并未考虑上述负外部作用。新能源的清洁特性使其具有较好的环境正外部性，同时，如果内化火电的环境负外部性，其成本优势将被削弱。煤电企业要想达到国家规定超低排放标准，脱硫脱硝效率需从80%上升至95%和90%，火电度电成本约增加0.4分/kWh。同时，2017年我国计划全面推行碳交易机制，为碳排放定价。2011年10月，国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立7个线上碳交易试点，并于2014年全部启动。截止2017年5月，碳交易市场共纳入排放企业超过1900家，累计成交碳配额接近1.6亿吨，交易额37亿元，预计2017年我国有望全面推行碳交易市场。如果将2017年启动的碳交易因素纳入考虑范围，火电度电成本将继续增加约4分/kWh。未来伴随着超低排放标准及碳交易等政策的限制，火电成本竞争优势将显著下降。同时，“绿证”等新政策的开展将有效引入市场机制，补偿新能源的正外部性，加之新能源成本的逐渐下降，新能源发电将逐渐实现平价上网。 原标题:能否平价上网是判断新能源发展前景的唯一标尺

北极星输配电网讯:上海将启动电力用户与发电企业直接交易，今年将开放10%的全市发用电计划，明年则扩大到30%。9月8日，上海市政府官网发布《上海市电力体制改革工作方案》(下称《工作方案》)，称将以有序放开发用电计划为手段，释放市场空间。除政府保留公益性、调节性发用电计划之外，其余电量逐步进市场。根据《工作方案》，上海电力体制改革分三个阶段。其中2017年是试点起步阶段，全市发用电计划放开幅度控制在10%，重点完成输配电价核定、交易机构改制方案，启动发电侧部分领域市场改革试点和电力用户直接交易。2018~2019年是有序推进阶段，实现发用电计划初步放开，启动售电侧改革，促进供需直接衔接，发用电计划放开幅度控制在30%左右。2020年及以后则是整体推进阶段，这个阶段将完成电力市场体系、配售电市场体系设计。实现除公益性、调节性以外的发用电计划全部放开。今年8月发布的《2017年上海市电力用户与发电企业直接交易试点工作方案》称，2017年上海全社会用电量按1488亿~1500亿千瓦时预计，再综合考虑其他市场化交易开展情况，直接交易电量原则上按不低于25亿千瓦时安排，政府调节电量如有余量，用于安排上海规划内机组参与直接交易。《工作方案》称，根据上海发用电市场主体结构与需求，在直接交易方案制订中，把降成本、保安全、调结构放在同等位置，发电企业交易申报限额与机组供电煤耗排序、机组环保排放排序、信用考核相结合，适时推进分时(峰谷平)电量交易。截至2015年底，上海市内发电装机合计2325万千瓦，主要分布在外高桥、石洞口、漕泾、临港、吴泾闵行五个发电基地，除宝钢、金山石化、高化3个自备电厂外，主要电厂基本由申能、华能、上海电力股份三家投资建设。上海电力市场的一大特点是外来电比重高，2015年达到1510万千瓦，市外电源主要为西南水电和安徽火电，还有华东电网内的核电与水电。在交易中，上海提出要突出市场化原则，以上海电力交易中心为平台，开展竞价交易，减少行政干预。此前上海市经信委、上海市发改委发布的通知称，将委托上海电力交易中心有限公司通过交易平台在2017年9月~12月开展直接交易试点工作。上海电力交易中心有限公司是上海地区电力市场的运营主体，上海电力交易中心于2016年5月18日正式挂牌。截至去年底，上海电力交易中心已组织开展包括抽水电量集中竞价交易、燃机代发电量招标交易、省间发电权交易在内的各类市场化交易，共计完成交易电量68.4亿千瓦时。未来，上海的电力市场要形成以“一个平台、两层交易、三类市场、四方主体”为主要特征的格局。一个平台，指交易通过上海电力交易中心开展。两层交易，指两层交易模式。第一层市场参与主体为上海本市规划内电源，可与上海本市电力用户、售电公司、电网企业开展各类电力交易。第二层交易为以发电权(合同)转让为代表的交易后转让市场。三类市场，包括保障公益性、调节性发用电计划实施的公益性市场，以长协合同为主要特征的调节性市场，以直接交易、现货交易等为主要交易品种的竞争性市场。四方主体，包括接受上海市调调度的机组、不接受上海市调调度的机组、售电公司、电力用户。作为此次上海电力体制改革的一个重点任务，上海还要加快上海电力交易中心股份制改制。《工作方案》称，2017年完成方案研究并视情况组织实施。 原标题:上海将启动电力直接交易 今年放开10%明年30%

北极星输配电网讯:河南工商部门和电力部门就信息资源共享进行战略合作，双方把各自掌握的信息集中起来，绘就了电力市场的大数据全景画像，实现了强强联合。这也标志着河南工商部门建立信息采集、共享和合作机制，形成工商信与社会涉企信息交互融合的大数据资源进入新的阶段。 9月5日，河南省工商行政管理局与国网河南电力公司就信息资源共享达成战略合作协议。河南省工商局副局长李建国表示，省工商局与国网河南省电力公司签署的信息资源共享应用战略合作协议，既是深化“放管服”改革、拓宽信息归集渠道的重要举措，也是强化部门协同、加强联合惩戒的具体行动。据了解，国网河南省电力公司掌握着河南省3740多万客户的用电信息。工商部门作为企业登记注册和市场监管的政府职能部门，掌握着全省474万多家市场主体的基本信息、监管信息和信用信息。签约双方把各自掌握的信息集中起来，就是电力市场的大数据全景画像，就能为全面加强电力市场信用监管、协同监管奠定坚实的基础。此次签订的信息资源共享应用战略合作协议，是工商和电力部门发挥各自职能、实现优势互补、强化信用监管，消除电力市场监管盲点、破解电力市场监管难题的具体行动，也是探索推动国有公用企业信息共享应用的创新举措。协议的签订，不仅是建立一个双方合作的平台，更重要的是实现强强联合，把电力市场监管推向了信用监管、协同监管、大数据监管、现代化监管的新阶段。根据双方签署的战略合作协议，国网河南电力公司向工商部门提供电费滞纳、违约用电、窃电等数据信息，工商部门将会及时归集到企业名下。下一步，省工商局还将进一步完善大数据采集和开放制度，积极与水电气公用企业、金融、电子商务平台等涉企信息量大的单位，建立信息采集、共享和合作机制，形成工商信息与社会涉企信息交互融合的大数据资源，充分放大企业信用信息的社会价值，共同推动诚信社会建设。国网河南电力公司副总经理畅刚致辞表示，本次省工商局与国网河南电力公司签订战略合作框架协议，是跨领域“守信联合激励、失信联合惩戒”长效机制的重要举措，必将保障和促进双方全面深化协同合作，实现信息资源高度共享和深度应用，有力推动和谐、诚信社会建设。国网河南电力公司也将以这次框架协议签订为契机，积极营造规范有序的市场经营秩序和发展环境，实现工商与电网系统的合作共赢、协同发展。 原标题:河南工商电力“联姻” 绘电力市场大数据全景画像

北极星输配电网讯:本次的电力体制改革，延续了我国改革开放取得成功的经验——一是分类改革，一段时间内实行计划电量和市场电量得力“双轨制”，二是明确增量改革，“老人老办法、新人新办法”，三是鼓励各地根据实际情况，在大框架下进行一定程度的探索和创新，算是半“摸着石头过河”。本文重点谈谈对第一个“双轨制”的理解。中发9号文中提出“推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用”，其中用电计划在之前电力供应充足情况下，提的不多，行政管理上用的也一般是“有序用电”，更多的计划是在发电侧，也就是对基础电量的分配，在体现“三公”的基础上，进行一定的政策和产业引导，比如多给高参数大容量机组和进行超低排放改造机组利用小时等。在配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》中，进一步详细阐述为“建立优先购电制度”和“建立优先发电制度”，对优先发用电的内容、适用范围、保障措施进行了细化明确。其中用电侧(优先购电)因为基本属于一个“新事物”，且基本都是三产用电(占比不大)和义务，大家关注度不高;发电侧(优先发电)明确了一类和二类优先保障类型，与9号文中只有“确保维护电网调峰调频和安全运行，确保可再生能源发电依照规划保障性收购”不同，一类优先发电将“以热定电”热电联产机组也纳入了，二类优先发电包括的就更多了，甚至包括“超低排放燃煤机组”，等火电全部实现超低排放后基本就都是“优先发电”了，笔者认为到那时候都优先也就是都不优先了，也就连累了同是二类优先发电的外送、水、核、余热余压余气发电，都不怎么优先了，有点好心办坏事了的意思……优先发用电制度的建立，一方面体现了电改中我国社会主义市场经济特性，通过一定的行政规定来保障民生和产业政策，减少了改革过程中的顾虑和反对声音，有利于市场化改革的推进;另一方面也相当于画了界限——“计划的是计划，市场的是市场”，明确了那些是计划保护的——新能源、供热、电网安全，那些是市场竞争的——以上其他的以及新投产机组，各管各的，各负其责——计划是体现公平、民生、产业政策和安全，市场是体现优胜劣汰、还原电力的商品属性、体现供求关系和配置电力资源——也就是计划的归计划，市场的归市场。其中有一个问题，就是优先发用电不匹配的问题。各省的优先发用电计划由各省制定，而各省的电源结构和用电结构差异较大，在不考虑跨省区电力的情况下，有的省份是优先用电量大于(一类)优先发电量(比如部分东南部沿海地区)，当然大多数省份是优先发电量大于优先用电量，这跟上面说到的优先发电范围更广有关，也跟当前优先发电标杆电价“过高”有关(要是市场化电量电价高了，可能情况又相反了)。这就存在了一定的结构矛盾——市场化发用电量是匹配的，就决定了优先发用电谁的电量大，谁来确定放开计划(也就是市场电量)的电量上限。但是发用双方又是各自决策的，也就是在当前市场化电量电价低于标杆上网电价的时候，符合条件用户有动力来参与市场交易，而同样情况下，发电侧是没有太大动力主动进入市场交易的，都想享受标杆优先发电权，当然，若是等市场价格高于标杆上网电价时，发用双方参与市场的意愿又会倒转——这就是计划电和市场电“双轨制”天生带来的不平衡和矛盾。上述矛盾在三北地区表现的特别明显：发电侧，三北地区风电装机占比大，且冬季都需要供热机组“以热定电”，都是强的一类优先发电。用电侧，三北地区居民等三产优先用电比例特别低，而二产中高耗能产业占比极大，当前都有强烈进入市场交易的意愿，而地方政府为了支持当地高耗能企业发展，也有强烈的动机来放开市场。三北地区的市场化直接交易电量绝对值可能不是最大的(低于广东、江苏、山东等地)，但是占当地全社会用电相对值一定是名列前茅的(内蒙、山西)。而这种矛盾又造成发用双方对市场化交易的“不满”——发电侧说我是风电、我要供热、我是电网电源支撑点保障电网安全，我要优先发电，我不参与市场;用户侧说我不属于优先购电范围，国家要每年放大市场化交易电量占比，我要参与市场。在省内用电市场基本固定的情况下，三北地区只能努力争取电力外送，而电力外送又是另外一个大的课题，本文就不在这细述了。从这个角度看，应该继续、更大量放开发电计划的应该是东南部地区，虽然市场化电量已经是千亿级别的了，但是其优先购电和优先发电(这里主要说一类优先)占比的约束较少，还有很大空间可以继续放开计划。要不就成了计划多了，计划的多了就容易干市场应该干的事情——分配发电量和用电量资源——不是通过市场竞争而是行政命令来分配电量计划，众多发用电企业中谁能更多的参与市场化交易，行政的手总有乱摸的动力，也容易存在寻租。也就是要变“计划的归计划，市场的还是归计划”为“计划的归计划，市场的归市场”。同样的，而部分市场化交易电量占比较大(已经超过一类优先发电限制)的三北地区除非继续深化改革，学习国外电力现货市场的先进经验，用市场的办法来解决部分计划“应该”干的事情(公平、民生、产业政策和安全)，变计划电和市场电的“双轨制”为市场的单轨制，用市场的办法来保障优先购电、可再生能源消纳、民生供热、电网调峰调频和电网支撑点安全。要不，必然是在双轨制基础上的修修补补，要通过控制各类发电企业最多、最少(个别电厂参与多了被认为多吃多占了，个别电厂优先供热电量不够，或是电网支撑点要求必须从市场中购买电量)参与市场化交易电量，多买不让，少买了也不行，都通过各种规定来进行限制或者惩罚，这样下去，矛盾必然越积越大，直到“双轨制”推行不下去。也就是要不全部取消计划，进行大改，变“市场的归市场，计划的还归市场”为“全部市场化”，要不就再退回双轨制，变“市场的归市场，计划的还归市场”为“计划的归计划，市场的归市场”。 原标题:叶岷 | 计划的归计划，市场的归市场

北极星售电网讯:近日，湖北省2017年下半年电力直接交易落下帷幕，华电湖北发电有限公司足额完成交易电量9.85亿千瓦时，成交均价比市场平均水平高2.4元/兆瓦时，量、价均高于市场平均水平，圆满完成年度目标。与此同时，湖北省电力公司对2017年上半年湖北电网外送交易电量进行了打包竞标，湖北公司60万等级机组全部中标，成功竞得交易电量7268万千瓦时，占该等级总交易量的56.94%，高于容量占比23个百分点。今年以来，面对电力市场化改革的不断深入，湖北公司紧盯效益核心，不断拓宽电量营销思路、创新营销方法、丰富营销载体，通过电量直接交易、外送电量等多种题材努力提升电量水平。公司不断完善和优化市场营销决策系统，及时掌握市场动态，准确分析市场竞争态势，精准制定竞争策略，着力增强企业核心优势，增强市场竞争力；加紧构建区域一体化营销体系，实现区域市场营销组织、协调、竞争、分配“四统一”，各发电企业主动出击，争取效益最大化，增强了湖北公司整体战斗力；不断加强用户管理，按照“行业最优、用量最大”的原则，紧紧抓住武钢、武铁、宜化、金盛兰等用电量居全省前列、行业内领先的优质用户，构建长期、稳定的合作关系。目前，湖北公司共完成直接交易电量71.9亿千瓦时，量、价均高于全省火电平均水平。卓有成效的电量营销工作，为湖北公司不断推进利用小时“三同”对标，打赢年度提质增效攻坚战奠定了坚实基石。 原标题:湖北公司赢得下半年直接交易电量近十亿千瓦时

北极星输配电网讯:2017年7月26日，北京电力交易中心在京召开2017年上半年电力市场交易信息发布会，发布了2017年上半年电力市场交易信息，专题介绍了电力供需形势。北京电力交易中心大力开展省间市场化交易，更大范围优化配置能源资源。上半年，北京电力交易中心共组织省间市场交易140笔，主要包括汛期西南水电集中外送交易、新投产雁淮、祁韶直流交易、“三北”新能源外送和发电权交易、“电力援疆”交易等市场化交易。交易电量完成3799亿千瓦时，同比增长7.3%。其中，市场交易电量完成939亿千瓦时，同比增长41.0%，占省间交易电量的24.7%。今年以来，北京电力交易中心认真贯彻落实国家新能源消纳政策要求，在开展新能源省内消纳的同时，积极组织省间新能源外送交易、替代交易和置换交易，充分利用特高压等省间输电通道，实现新能源消纳大幅度提高。上半年，省间新能源外送电量258亿千瓦时，同比增长37.8%。国家发改委、国家能源局相关领导，华能、大唐、华电、国电、国家电投及三峡集团、国华、神华国能、国投、京能、雅砻江水电等发电企业，以及阳城、锦界、府谷、南湖、花园、绿洲、银星直调电厂的代表，国家电网公司总部有关部门相关同志参加会议。 原标题:北京电力交易中心发布2017年上半年电力市场交易信息

北极星输配电网讯:云南电力市场化改革持续推进，创造多个全国第一促进全省超过95%的大工业电量主动选择参与电力市场化交易并共享改革红利;促进云南省主要行业开工率由年初的42%上升至65.5%;通过电力市场化交易，2017年1～8月，西电东送计划外增送电量达184.4亿千瓦时……这是昆明电力交易中心成立一周年交出的一份成绩单。云南电力市场改革认真贯彻落实党中央各项决策部署，以敢为天下先的智慧和魄力，担当新一轮电力体制改革的“促进派”和“实干家”，勇于先行先试，大力探索创新，持续推进电力市场建设，持续提升自身服务能力水平，各项工作取得显著成效。国家发改委、能源局对云南电力市场化交易工作多次给予了肯定和赞扬，云南省委省政府主要领导表示，云南电力市场化交易工作取得可喜可贺的成绩。先行先试开拓进取创造五个全国“第一”从2014年6月起，云南省委省政府和南方电网公司决定在全国率先探索开展电力市场化交易以来，经过3年多创新实践，创造了五个全国第一：全国第一个放开程度最高、参与市场化交易主体数量最多的电力市场;全国第一个搭建交易平台，建立较为完善交易规则的电力市场;全国第一家通过市场化交易机制消纳富余电量;全国第一个开展日前增量交易试点，合同履约率超过96%;全国第一个交易规则被国家发改委推荐在全国范围内学习借鉴。云南电力市场建设以中发9号文及配套文件精神为指引，并结合云南电力工业实际，在充分消纳云南绿色清洁能源的同时，努力平衡电网、电厂和用户的利益，实现多方共赢。同时，为新一轮电力体制改革的推进积累了重要经验，云南电力交易模式在全国范围起到了示范引领作用。降低企业用电成本，打造电力市场化交易“升级版”2016年8月25日昆明电力交易中心成立后，在全国首推电力市场主体管理标准，规范了入市与退市的流程和方式，界定了市场主体的权利、责任和义务，保障市场公平公正。严格把关主体入市资质，及时提示市场风险，主动维护各方利益。率先启动售电公司信用评价体系建设，建立黑名单和负面准入制度，惩戒售电公司违规参与市场行为，引导售电公司健康成长，有效规范市场秩序。全面建成了基于“互联网+”的电力交易系统，实现与电网企业调度、营销、银行、税务等系统互联互通，满足了各类市场主体的业务需求，全面提升了电力交易服务水平。昆明电力交易中心深入了解全省各大行业用电需求，不断完善交易规则、丰富交易品种，推动市场更加开放、活跃、多样、规范，设计了涵盖年、月、日前3个交易周期的9个交易品种，紧密贴合实体经济，较好地满足了市场主体需求。引导市场主体按“基准价格+浮动机制”签订中长期双边合同，推动年度双边合同互保交易，引入售电公司打包参与交易，充分满足了市场的多样化需求。云南电力市场“电量稳步增长，电价趋于合理”的态势日益显现。促进全省超过95%的大工业电量主动选择参与电力市场化交易并共享改革红利。2016年省内市场化交易电量达590亿千瓦时，占全部售电量的54%。2017年1～8月，省内市场化交易电量达439.1亿千瓦时，同比增长21.8%，省内售电量777.3亿千瓦时，同比增长10.9%。目前，云南省主要行业开工率由年初的42%上升至65.5%，同比增长10.1个百分点。云南自开展电力市场化交易以来，累计为用电企业降低成本超过180亿元，全省平均电价水平由交易前的全国倒数第5位下降至2016年的全国倒数第2位，有效降低了企业用电成本，落实了供给侧结构性改革降成本要求，促进了全省经济稳增长。依托南网大平台全力消纳云南清洁能源云南电力市场化交易始终坚持市场化改革方向，以价值为导向，以清洁能源消纳为重点，积极发挥信息归集和专业优势，为国家推动消纳云南富余水电建言献策，促进云南富余水电在南方电网大平台上通过市场化方式消纳，弥补了省内电价降低带来的电力工业增速放缓，稳固了云南电力支柱产业地位。同时，积极配合广州电力交易中心开展跨省区电力市场化交易。2016年，通过电力市场化交易，西电东送计划外增送电量达134.5亿千瓦时，2017年1～8月，西电东送计划外增送电量达184.4亿千瓦时，促进1-7月电力工业增加值同比增长23.3%，拉动规模以上工业增速3.8个百分点，成为全省工业经济增长的重要动力。同时，云南电力市场以市场化采购方式为全省居民降低用电成本约10亿元，鼓励居民扩大电力消费，减少柴薪和煤炭等一次能源消耗，促进全省生态文明建设，并且以市场化采购方式落实全省公共照明和旅游景观亮化工程要求，预计全年减少电费支出5000万元。下一步，云南电力市场化改革将按照“深化改革创新，不断取得新成效”的要求，充分发挥电力交易平台作用，全力消纳云南绿色电力，同时，深入落实供给侧改革降成本要求，全力服务云南跨越发展。（刘思捷 张茂林 王宇马莎）延伸阅读：【深度观察】电改加速推进 取得重要进展 原标题:云南“模式”全国“领跑”

北极星输配电网讯:距离第一批增量配电改革试点业主确定的最后期限还有不到一个月的时间，在没有硝烟的改革“战场”上，各方资本激战正酣。对业主和准业主而言，如何找准自身在市场中的定位，如何制定相适应的经营策略，是当下值得思考的问题。增量配电项目业主必须要有清晰的自身定位，在这里可以将业主在市场中的角色定位归纳为“大象”、“机器猫”和“小强”。大象，代表体量大、实力强、有协商能力的业主，例如大型工矿区内的配网业主、在地方有话语权的大型配网业主等。这类业主或者其控股方在地方经济中有较大影响力，在配网经营中遇到问题时，有主导谈判的能力。其经营策略可相对的大胆，可同时拓展多种业务和经营，尽快建立成熟、完备、可复制的经营管理模式，以本地配网业务为立足点，逐步实现资本和领域的扩张。机器猫，代表以技术、创新为特色的配网业主，他们是配网技术革新的提倡者和践行者，希望实现区域内的多能互补、智慧能源、能源一体化等。这类业主致力于未来技术，有强烈的革新诉求，只要能作出自己的特色，并得到地方政府的认可，市场中必有其生存空间。其经营策略偏向于新技术的运用和全新的客户体验，通过多渠道的资源整合，引导配网发展的新趋势。小强，代表有强大生命力的配网业主。自2002年厂网分开后，就存在一部分不属于国网、南网、蒙网的小型地方电网，他们在恶劣的环境中生存了下来，并且越活越好，他们是“小强”的典型代表，也是目前多数业主学习的榜样。这类业主能灵活应对市场变化，迎合市场需求，实现自身发展。这类业主的经营策略应“小”而“活”，立足本地，制定“接地气儿”的营销策略，一方面降低标准过高而造成的过大投资，另一方面给用户提供相应可靠性的低价电力，在保证基本电力供应的前提下，实现买卖双方共赢。在当前的配网改革中，参与者一定要有战略定力，不要被眼前一时的困难吓倒，敢于坚持，敢于借力，敢于隐忍。抓住难得的改革机遇，用战略眼光看待改革，合理介入和布局。同时，要有清醒的收益预期，一定要明白“配网不是赚快钱的”。对号入座，您到底是大象、机器猫还是小强呢？延伸阅读：哪里的增量配电网可能有钱赚？ 原标题:增量配电改革中的"大象""机器猫"和"小强"

北极星输配电网讯:全国碳市场渐行渐近，作为碳排放大户的电力行业无疑是重要主体。在9月2日举办的“碳市场与电力市场衔接”研讨会上，《经济参考报》记者了解到，全国碳市场初期不会对煤电行业整体形成较大的成本压力，但对碳强度显著高于基准的落后机组将有一定的成本压力。与会专家认为，电力碳市场存在着电力供应的不稳定性等潜在风险，建议碳市场要与电力市场改革联动。2011年10月，国家发改委批准在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳开展碳排放权交易试点工作。“北京、上海、广东、深圳碳市场发育比较好，这些地区都是市场化条件比较好、对市场尊重的地区。”昆山杜克大学环境研究中心主任张俊杰介绍说。在此基础上，作为2017年深化经济体制改革重点工作之一，今年将启动全国碳排放权交易市场，电力行业无疑是重要主体。“电力在减碳中具有双重作用，不过目前电力减排的空间在不断缩小。”中国电力企业联合会副理事长王志轩认为，煤电技术改造的空间越来越小，水电的减排作用到一定程度也将趋于弱化，而核电、风电、太阳能等则越来越大。据透露，全国碳交易市场的配额分配方案总体思路是基准线法+预分配，其中电力行业根据压力、机组容量和燃料类型等划分了11个基准线。在华北电力大学经济与管理学教授袁家海看来，全国碳市场近期不会对煤电行业整体形成较大的成本压力，对具体煤炭企业的影响则取决于其所在分组和效率水平的分布，碳强度显著高于基准的机组将有一定的成本压力，这是在以市场化的方式去产能。张俊杰认为，全国碳市场目标设置需要给行业发展预留空间，既满足实际的电力需求增长，又激励企业采取节能降碳措施。同时，碳配额的分配需充分考虑资源禀赋和能源布局的差异。值得注意的是，当前电力碳市场存在着一些潜在的风险，首先是电力供应的不确定性。全国碳市场的启动将增大企业的减排压力，而电力价格管控导致市场失灵，碳管制成本无法通过电价转移，影响企业的供电决策，对企业减排的激励较弱。其次，由于区域电力贸易的存在，基于“生产”计算的电力排放因子无法表征各地区真实的电力消费排放因子。此外，还有碳市场与电力体制改革、绿证交易、用能权交易、超低排放以及其他环境与能源政策的协调性问题。王志轩认为，电力市场化改革和碳市场总体上不矛盾而是互相协调，建议两者寻求最大公约数。同时，要考虑碳市场机制在电力市场上的要求，正确处理强制性手段与市场手段的关系，充分发挥市场作用，与时间和各种政策手段“赛跑”，尽一切可能减少交易成本，坚持大范围优化配置资源和碳交易。此外，碳市场的相关处罚要与电力市场相衔接。 原标题:全国碳市场渐近 初期煤电承压小 专家建议碳市场与电改联动

北极星输配电网讯:据国家发展改革委网站消息，近日，国家发改委发布《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》，国家将加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革，力争2018年完成。垄断行业是由一个或少数经营主体拥有市场支配地位的行业，主要指因存在资源稀缺性、规模经济效益而由一个或少数企业经营的网络型自然垄断环节和重要公用事业、公益性服务行业，主要包括输配电、天然气管道运输、铁路运输等基础性行业以及居民供水供气供热等公用事业。这些行业主要提供基础性、公益性产品和服务，与国计民生密切相关，对促进经济社会发展、保障人民群众生活具有重要作用。由于具有资本投入量大、市场支配地位明显、关乎民生、难以形成有效竞争等特点，为保障公共利益，根据国际惯例，需要政府对这些行业的价格进行有效监管。党的十八大以来，按照党中央国务院决策部署，各级价格主管部门加快推进垄断行业定价制度建设，先后出台了输配电、天然气管道运输、铁路客运等重点行业定价办法或成本监审办法，初步建立起以“准许成本+合理收益”为核心的垄断行业定价制度框架，严格成本监审，强化价格监管，有效约束了垄断行业成本，惠及实体经济和广大人民群众。目前，已全面完成省级电网输配电价改革，核减成本比例达14.5%；已基本完成天然气管道运输定价成本监审；一些城市也开展了供水定价成本监审，为进一步深化价格监管积累了宝贵经验。但是，当前我国垄断行业经营成本不够透明、价格形成不够合理的现象还比较突出，成本监审制度不够完善、覆盖面还需扩大，监管能力有待进一步提升，监管的科学化、精细化水平还需提高，迫切需要在总结价格监管实践基础上，借鉴国际先进经验，进一步完善机制、强化监管，建立健全科学定价方式，实质性降低偏高价格和收费水平，这既有利于合理降低企业成本和社会负担，也有利于提高垄断行业生产经营效率，是深化供给侧结构性改革的重要内容，是健全现代市场体系的有效举措，是保障社会公共利益的必然要求。《意见》指出近期重点工作是围绕电力、天然气、铁路客运、居民供水供气供热等重点领域，加快建立健全成本监审办法和价格形成机制，从细从严开展成本监审和定价工作，规范垄断行业收费，降低企业成本，提高企业效率。其中，关于输配电价格。《意见》要求严格执行并适时完善省级电网输配电价制度。加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革，力争2018年完成。研究核定增量配电网和地方电网配电价格，加快形成完整的输配电价监管体系。研究制定输配电成本和价格信息公开办法以及分电压等级成本核算、归集、分配办法。研究建立电力普遍服务、保底服务的成本回收机制，妥善处理并逐步减少政策性交叉补贴。 原标题:国家发展改革委关于进一步加强 垄断行业价格监管的意见