今年初，国家发改委副主任连维良就曾公开表示，我国电力体制改革存在深层次的矛盾和问题，首先，就是市场化交易面临区域壁垒和地方保护，区域电力市场的形成仍然有难度。
而国家发改委在官网刊文也指出，我国要进一步打破省间壁垒，促进清洁能源的开发消纳，降低企业用能成本，促进电力市场化改革。
而随着售电交易相关政策的逐步放开，安徽、山东等地已通过公示的售电公司相继开赴售电一线参与实战交易。售电现状如何？
更多详情请关注“北极星售电一周要闻”(5.22-5.27)。
重磅｜湖南省电力中长期交易规则（试行）部门讨论稿发布
售电公司有权凭零售合同从电网企业取得数据接入所需的服务，有功、无功及电量数据，数据送收频率为60分钟1次；
明确参与直接交易或零售交易的电力用户如何执行两部制电价与峰谷电价标准；
符合准入条件的发电企业、电力用户和售电公司的合同电量可以转让交易，转让电量可以是交易合同全电量，也可以是部分电量；
跨省跨区市场交易电量通过测算拟定辅助服务价格水平签订合同的方式确定……
价差仅3厘多售电公司：我们是不是参与了假的售电交易？
通过几省交易结果也可看到，大部分参与交易的独立售电公司，获得价差空间均很小。
例如，山西竞价交易平均价差空间为16厘，扣掉与客户承诺的保底后，基本只有3-5厘；河北南网价差更是总共只有3厘多；山东双边交易结果虽未出炉，但市场反映售电公司实际最后获利空间也不过2-5厘左右。
与广东市场动辄六七分，甚至一毛钱以上的价差空间相比，很多上述区域售电公司都不禁要问:我们是不是参与了个假的售电交易？从获得售电牌照时的兴奋激动，到实际交易时的茫然迷惑，这一两个月间，不少售电公司的股东、高管的心情无异于坐了一次过山车。
更有甚者，即便是微利市场，每个市场中售电公司的实际获利也都遵循着二八分化定律，即只有少部分售电公司获得了市场中绝大部分的价差空间。
【售电关注】售电管理平台太多挑花了眼？九大售电平台介绍
5月13日，深电能售电公众号介绍到，公司获得了深圳市软件行业协会颁发的《软件企业证书》，是国内第一套售电运营管理系统（售电平台）并申请软件著作权。这套系统在2015年8月开始上线运行，并在其他售电公司也投入使用。
近期，晶见被许多人问及关于售电管理软件的问题。目前由于规则变化、偏差考核的引入与未来现货市场的铺垫，售电管理平台俨然已成为新的蓝海。晶见工作室因此整理了主要的九个售电平台/软件的简明介绍，供大家甄别选择。
综观：电力跨省交易壁垒成深化电改阻碍 “硬骨头”怎么啃？
“电力跨省交易壁垒问题由来已久”，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强告诉北京商报记者，从历史的角度来说，省与省之间存在壁垒从来就有，在本轮电改开始之前，本省电力企业多发电，就能多使用本省的煤炭，出于对电力相关企业的考虑，地方政府也更愿意使用本省发电，此外，使用本省电力也更加利于本省居民的就业。
“不过，随着新一轮电改的推行，省间壁垒已经显然不符合改革的大方向了”，林伯强说，目前各省保护主义的程度因地区而异，但一般来说电力越发达、电企越多的省区，保护主义越严重，而这显然非常不利于资源优化配置。
他强调，电力属于基础产业，对产能结构调整及节能减排都有影响，关键就在于从多个不同角度来看跨省电力交易壁垒这个问题。例如，福建省的电比广东省便宜，但广东省出于对地方经济及社会稳定等因素的考虑，并不愿意从福建省购进便宜的电。
意料之中？广东6月集中竞争交易结果 出清价差-48.15厘/千瓦时
备受关注的广东6月份集中竞争交易于26日上午11时落下帷幕。
根据需求申报情况，6月份市场总需求电量为97.97亿千瓦时，其中双边协商电量73.06亿千瓦时，集中竞争电量需求为24.91亿千瓦时。
虽说本次集中竞争交易规则相较上个月出现了诸如在发电企业参与集中竞争交易规定、月度集中竞争交易市场供需比暂定为1.5、顶峰电量结算价格另行确定、顶峰电量按照当月有效装机容量的比例来分配等调整，但这些似乎并没有影响到今天的竞价。
从出清趋势图上可以看出，竞价开始初期，大多数需方都保持趋零报价，供方报价也在-450厘最低线上徘徊，和需方形成了两条平行直线，直到竞价末期，供方开始拉升，需方也渐趋下探，最终形出了-48.15厘/千瓦时的出清价差。
相较于4月份的-101.5厘/千瓦时，5月份的-45.00厘/千瓦时，6月份的-48.15厘/千瓦时是否更趋于理性?
四川：2017年“平转输”直购电用户交易电价重新确认（附名单）
对于调整原则，公告中指出：
发电企业和用户在交易电价的签约方式上，全年只能选择一种签约方式：即全年按分水期浮动后的价格签约或全年按平水期价格签约。
交易价格必须满足《关于印发四川省2017年直购电和富余电量政策实施方案的通知》（川经信电力[2017]55号）中对水电交易电价的最低和最高限价要求。
此次暂按全年平移法签约，如10月份开始执行国家批复的输配电价，四川电力交易中心将开放交易平台，允许发用双方根据情况自愿对10-12月交易电价进行调整。
【推进】电价等能源领域的价格机制改革将是今年重头戏
《经济参考报》记者了解到，北京、湖南、江苏、福建、辽宁、河北、内蒙古等省份价格机制改革实施意见落地一年来，各地价改如期稳步推进。根据上述省份明确的价改推进时间表，电价和天然气价格等能源领域的价格机制改革将是今年的重头戏。其中，省级电网输配电价首轮改革试点将全面完成。
根据地方版价改方案，各地今年的价改目标包括：深化天然气价格改革，全面推进农业水价综合改革，全面推开城市公立医院医药价格改革，深化道路客运、民航国内航线旅客票价改革等。
省级电网输配电价改革方面，近日召开的国务院常务会议作出了进一步部署，具体措施包括扩大发电企业和用户直接交易规模，以及调整电价结构，通过取消工业企业结构调整专项资金、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准、适当降低脱硫脱硝电价等措施，减轻企业用电负担。
【关键一步】全国碳市场核心操作方案出炉
距离全国碳交易市场启动时间越来越近，被称为关键性要素的初始配额分配方案也在千呼万唤中浮出水面。
5月21日，北京商报记者从业内获悉，被称为全国碳交易市场启动前最关键一步的碳配额分配方案终于成型。根据在碳配额分配试算工作培训会上公布的《全国碳交易市场的配额分配方案（讨论稿）》，电力、水泥和电解铝行业配额分配拟确定了基准线法+预分配的总体思路。
国家发改委确定的国家行业基准、地方发改委确定的地方行业调整系数、企业当年产品实际产量，这三个变量的乘积即为企业配额量。而且配额并非一次性全部下发，而是先下发一定比例的配额，实际配额在核算后多退少补。目前，讨论稿暂定电力行业预分配比例为70%，水泥和电解铝为50%。
山东省电力发展“十三五”规划：稳步推进售电侧改革 多途径培育售电主体
遵循“三放开、一独立、三强化”的改革路径，加快构建“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，形成具有竞争活力、健全完善的现代电力市场体系。
理顺价格形成机制。开展输配电价成本调查、监审、各电压等级输配电价水平测算，输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则和分电压等级核定。放开竞争性环节电力价格，分步推进发售电价格市场化。结合电价改革进程，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理居民、农业用户交叉补贴。
推进交易体制改革。按照“一注册、一承诺、一公示、三备案”的程序，改革市场主体准入制度，规范市场主体准入标准。建立相对稳定的中长期电力市场交易机制，组建相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。在推进中长期交易基础上，开展电力市场现货交易机制研究，根据山东电源布局、负荷特性、电网结构等因素和市场成熟条件，适时开展现货交易试点。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。
国家发改委、国家能源局正式批复《南方区域跨区跨省月度电力交易规则》
5月19日，国家发改委、国家能源局关于同意印发《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》的复函(发改能源〔2017〕975号)正式发布，明确同意广州电力交易中心印发实施《南方区域跨区跨省月度电力交易规则》。复函要求，广州电力交易中心要在落实国家“西电东送”战略基础上，按照市场化原则积极落实国家重点水电跨区跨省消纳方案，力争尽快实现全部市场化电量价格由发用电双方通过自主协商、集中竞价方式确定。
为确保相关跨区跨省电力市场化交易顺利实施，复函指出，各相关交易机构要健全工作机制，加强业务协同，实现有效衔接;各相关省政府加强组织领导，对符合跨区跨省交易的市场主体准入不设前置审批环节;各相关电网企业和发电企业要增强市场意识，积极主动参与;南方能源监管局要会同有关部门做好日常监督。同时，复函要求要积极稳妥推进，建立问题发现和纠错机制，切实防范市场风险，确保电力安全。
延伸阅读：
【电改风云变幻 售电面临全新挑战！】售电一周要闻(0515-0519)
