本周热词Top1
增量配电：本周，两部委通报增量配电业务改革首批试点项目进展情况，尚未确定业主的增量配电项目必须通过公开招标等市场化方式确定项目业主，不建议电网企业或当地政府投资平台控股。同时要求第一批试点项目应于2018年10月底前确定项目业主并划定供电范围，2019年6月底前建成投运，第二、三批试点项目应加快推进。
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电力市场化交易：本周，山西发文要求扩大电力外送规模，积极参与京津冀电力市场化交易，推进新能源跨省跨区交易新机制。福建再修订电力市场交易规则，规定选择向售电公司购电的电力用户不再参加与发电企业的直接交易，售电公司代理用户交易的时间原则上不低于一年。
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售电公司：《青海省售电公司参与省内电力市场化交易试点方案》出台，要求在国家有关发、配、售一体化经营政策调整前，企业投资控股的售电公司不得形成发、配、售三种业务一体化经营。企业投资控股或参股的售电公司必须具有独立法人资格，独立运营。投资售电公司的企业应加强内部管理，设置“防火墙”，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与其他业务分开。
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政策：
1.《山西省“十三五”综合能源发展规划(修编版)》：扩大电力外送规模积极参与京津冀电力市场化交易
山西省发展和改革委员会日前公布了《山西省“十三五”综合能源发展规划(修编版)》，规划提出，扩大电力外送规模。积极参与京津冀电力市场化交易。推动京津冀等地企业与我省电力企业开展合作，扩大电力外送规模。推动外送电通道建设。吸引受电省份资本与我省发电企业合作，共同投资建设特高压外送电配套电源。推进新能源跨省跨区交易新机制，以晋北-江苏特高压交易为试点，探索燃煤机组和新能源机组按一定比例打捆外送的方式。加快盂县—河北500千伏交流输电工程，到十三五”末全省外送电能力力争达到3930万千瓦。
建立山西电力交易平台，允许大用户、独立配售电企业与发电企业直接交易。
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2.青海省售电公司参与省内电力市场化交易试点方案：不得形成发、配、售业务一体化经营售电公司
青海省发改委、青海省能源局、青海省经信委、西北能监局日前联合发布了关于印发《青海省售电公司参与省内电力市场化交易试点方案》的通知，要求售电公司参与交易年度周期内，原则上代理用户的总用电量至少应在3000万千瓦时以上。
在国家有关发、配、售一体化经营政策调整前，企业投资控股的售电公司不得形成发、配、售三种业务一体化经营。企业投资控股或参股的售电公司必须具有独立法人资格，独立运营。投资售电公司的企业应加强内部管理，设置“防火墙”，从人员、资金、信息等方面确保市场化售电业务与其他业务分开。
售电公司的偏差考核额度设置为5%。售电公司偏差电量与该月售电公司合同总电量的比例超过20%的，交易中心在交易平台进行公示警告。售电公司年内被警示2次的，暂停参与次月月度交易资格；年内被警示3次的，暂停参与本年度后续月份的交易资格，并暂停次年度交易资格。初期放宽对售电公司的考核标准，即在试点方案初期2018年免于偏差考核，从2019年1月1日1起执行考核。
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3.福建电力市场交易规则再修订：向售电公司购电电力用户不再参加与发电企业直接交易
福建能监办日前发布了关于征求《福建省电力市场交易规则(试行)》拟修订和补充条款意见的函（闽监能函〔2018〕148 号）。继2018年3月国家能源局福建监管办公室、福建省发展和改革委员会、福建省经济和信息化委员会、福建省物价局印发《福建省电力市场交易规则(试行)》修订版的通知(闽监能市场〔2018〕20号)后，近日，福建能源监管办发布关于征求《福建省电力市场交易规则(试行)》拟修订和补充条款意见的函(闽监能函〔2018〕148 号)，对规则进行进一步修订，现公开征求各方意见，请于10月24日17：00前将修订意见馈提交。
其中，第二款结尾增加：电力用户在同一交易周期只可选择一家售电公司购电，选择向售电公司购电的电力用户不再参加与发电企业的直接交易。售电公司代理用户交易的时间原则上不低于一年。第四款修改为：月度交易中，单一售电公司申报电量不应超过月度集中交易总电量的15%，同一投资主体（含关联企业）所属的售电公司申报电量不应超过月度集中交易总电量的20%。
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4.两部委通报增量配电业务改革首批试点项目进展情况：2018年10月底前确定项目业主并划定供电范围
国家发改委、国家能源局日前发布了《增量配电业务改革第一批试点项目进展情况的通报》，通报中称，截至2018年9月13日，已取得电力业务许可证的试点项目有20个，尚未确定业主的增量配电项目必须通过公开招标等市场化方式确定项目业主，落实向社会资本放开增量配电业务的要求，不建议电网企业或当地政府投资平台控股。电网企业须向增量配电网提供系统公平接入服务，禁止对未参股项目封锁接入电网所必备的相关信息或变相阻挠系统接入。各省（区、市）加快推进增量配电业务试点工作，尽快实现项目落地。
第一批试点项目应于2018年10月底前确定项目业主并划定供电范围，2019年6月底前建成投运，第二、三批试点项目应加快推进。
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5.最新最全！全国各省市一般工商业电价降幅、现行销售电价盘点
全国各省、市电网现行一般工商业目录销售电价降低情况盘点：对比各省、市电价降低幅度，发现：上海（0.0891元/千瓦时）降幅最高，吉林（0.0885元/千瓦时）次之，北京（城区）（0.0542元/千瓦时）降幅最低。
全国各省、市电网现行销售电价（执行时间为2018年9月1日）盘点如下（农业生产用电略）：
居民生活用电现行电价：据公开电价信息的不完全统计，全国居民生活用电平均电价约为0.5135元/千瓦时，其中，上海最高为0.617元/千瓦时，青海最低为0.3771元/千瓦时。
一般工商业用电现行电度电价：不满1千伏电压等级下，全国平均电价约为0.6948元/千瓦时，其中，北京最高为0.8203元/千瓦时，青海最低为0.5156元/千瓦时。10千伏电压等级下，全国平均电价约为0.6778元/千瓦时，其中，北京最高为0.8053元/千瓦时，青海最低为0.5106元/千瓦时。35千伏电压等级下，全国平均电价约为0.6588元/千瓦时，其中，北京最高为0.7903元/千瓦时，蒙西电网最低为0.5025元/千瓦时。
大工业用电现行基本电价：基本电价只有大工业用户收取，分按最大需量和按变压器容量收取。从基本电价的情况来看，按最大需量平均为35.1元/千瓦˙月，按变压器容量平均约为24.4元/千瓦˙月，北京最高，天津最低。
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6.售电公司频频退市原因何在？尚未开展业务的售电公司为何也退市了？
售电公司被强制退市的情况并不多，原因无非是提供虚假注册信息、扰乱市场秩序或操纵市场，而售电公司自愿退市的原因更加复杂。
一方面价差难赚。当下，售电公司所签下的电力用户由于环保、停产等政策原因导致生产完全停滞，合同完全无法执行，电量无法执行带来的巨大偏差考核压力成为一些售电公司退市的主因。越来越低的价差及某些具有发电背景及电网背景的售电企业把持市场，坚持不住的独立售电公司越来越多，与发电公司旗下售电公司缓慢平稳的运营策略不同，已经入局的独立售电公司沉浮更明显，民营售电公司是今年退市热潮中占比最高的。以广东为例，10月集中竞价统一出清价差为-37厘/千瓦时。而市场上售电公司和客户签的合同就是让利3分钱，再加上偏差考核，一些企业已经开始亏损。但在2016年3-5月广东的三次月度电力集中交易中，电厂向需求方让利5.3亿元，其中预计有近4.5 亿元被售电公司获得。平均计算，售电公司一度电能获得0.13元的差价收益。随着售电公司的不断增多以及市场交易规则的改进，靠价差轻松赚钱的机会已经不多见。
另一方面，人才紧缺，企业经营资金压力大也可能是压倒售电公司的最后一根稻草。越来越多省份开始实行银行履约保函制度来防范市场风险，售电公司也需要增添一笔保证金支出，这对现金流也造成很大的影响。尚未开展业务的售电公司虽不需要承担这部分现金流压力，但出于对市场的失望以及企业自身战略原因，同样选择了退市。
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7.售电公司怎么卖电？
新电改，售电侧市场放开，电力市场作为万亿级的大市场自然成了香馍馍，一时间各类资本、售电公司蜂拥而至，都渴望能抢食到这块大蛋糕。那么售电难吗？售电公司该如何卖电呢？
当前售电公司和电力用户之间，在电价方面主要有3种代理模式，具体的分为以下三种模式：1）固定让利；2）利润分成；3）保底+利润提成。
“固定让利”对电力用户而言，收益理解简单直观。让利少，对用户吸引力小；让利多，售电公司收益变少，赔本的风险却增加；
“利润分成”、“保底+利润提成”则相对灵活，交易对双方也比较保险。目前这种方式较为流行。
除此以外，也有延伸的电价套餐，比如阶梯电价让利、偏差承担等，以及其他“售电+”的一些增值服务。
售电不仅仅是卖电，更多的是提供服务。要卖好电，售电公司关键把握一个原则“全心全意服务好用户，服务好电厂”，服务好了，得到认可，何愁价值没有体现呢！
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企业：
8.成立广东首家售电公司的粤电集团今年市场化交易电量如何？
2015年3月15日，中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》揭开新一轮深化电力体制改革的序幕。2015年，粤电集团成立广东首家售电公司，市场交易规模持续扩大，目前已形成年度双边交易、年度合约电量集中交易、月度集中竞价交易、月度发电权转让交易及调频辅助服务市场的多交易品种格局。截至今年8月，粤电集团市场化交易电量累计953.1亿千瓦时，累计为社会降低用电成本47.4亿元。
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市场：
9.广东速度上线！2019长协第1单发电厂让利4分半！全国24省长协之路该怎么走？
在电力交易市场，有一种速度叫“广东速度“。一年一度的长协交易季来临，全国各省已经开始全力备战2019年的长协交易。此时，广东速度正式上线!
10月中旬，广东一如既往地打响了2019年长协大战第一枪。10月12日，广东经信委发布了《广东省经济和信息化委关于2019年广东电力市场年度交易安排的通知》，2019年广东电力市场交易规模约为2000亿千瓦时，其中安排年度双边协商交易规模为1200亿千瓦时。
很快，第1单长协交易诞生!
10月16日，广东长协交易第一单已成功开展!发电企业主动“邀请征询“，30多家实力售电公司和电力大用户积极参与洽谈，成交20亿千瓦时，发电厂让利幅度在4分左右。
可以说，这个价格低于预期!广东在2018年的电力交易市场发展中，目录电价一路降低，月竞价差也相对稳定，所以有小伙伴猜想，2019年的长协价格可能与月竞价格相差不大。这样的猜想是否准确?11月8日公布最终交易结果，谜底即将揭晓。
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10.云南放开315千伏安及以上一般工商业用户准入！
昆明电力交易中心日前发布了《关于云南电力市场受理一般工商业用户注册的公告》，公告称，自2018年10月22日起，昆明电力交易中心受理一般工商业用户注册。
要求满足《2018年云南电力市场化交易实施方案》确定的准入要求,在云南电网公司营销系统中完成建档具有营销户号,实施单月抄表算费,并执行大工业电价的315千伏安及以上的一般工商业专变用户可申请在云南电力市场注册参与市场化交易。
其他一般工商业用户将在《2019年云南电力市场化交易实施方案》发布后,按照《2019年云南电力市场化交易实施方案》和《云南电力市场主体准入和退出管理实施细则》相关要求受理注册。
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11.PPT ｜我国电力市场体系发展路径的认识与思考
2018中国电机工程学会电力市场专业委员会学术年会暨全国电力交易机构联盟论坛于10月12日至13日在上海召开。北京电力交易中心党总支书记、副主任谢开博士题为“对我国电力市场体系发展路径的认识与思考”的主旨报告，内容包括我国电力市场发展的现状与挑战、对电力市场发展趋势的认识、全国统一电力市场建设思路三大部分。
在第三部分全国统一电力市场建设思路中提到发展路径问题：
试点阶段
到2019年,省间市场基本实现市场化运营
到2020年,“1+6″(省间市场和6家现货试点省内市场)全部实现市场化运营,可再
生能源消纳达到国家确定的目标。
推广阶段
逐步向全国范围推广,全面建成“统一市场、两级运作”的全国统一电力市场
2025年以后,逐步推进省间和省内交易融合
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报道：
12.国家电网三大发展方向：推动全国统一电力市场建设 充分发挥交易平台作用
坚定不移走符合中国国情的改革发展道路是国家电网秉持的原则。国家电网有限公司总经理助理赵庆波概括了国家电网的三大发展方向：一是加快发展以特高压为骨干网架、各级电网协调发展的智能电网，扩大西电东送规模，坚持大电网，构建大市场，在全国范围内优化配置能源资源；二是强化自主创新，建设广泛互联、智能互动、安全可控、开放共享的新一代电力系统，围绕电网互联、大电网安全稳定、新能源友好接入、智能配电等方面强化技术攻关；三是加快市场化改革步伐，推动全国统一电力市场建设，充分发挥交易平台作用，创新交易品种，扩大市场化交易规模，促进清洁能源消纳。
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13.6省增量配网改革进展缓慢被约谈 发改委或出台相应细则！
增量配网改革进展缓慢被约谈，对这一轮电改而言还是头一回。
“国家发改委体改司会同有关单位拟于国庆节后，对试点进展缓慢地区相关责任部门和电网公司进行约谈。”国家发改委在9月29日印发的《关于对增量配电业务试点项目进展缓慢和问题突出地区进行约谈的函》中这样表述。记者了解到，国家发改委将约谈6个省份，涉及辽宁、江西、浙江、山东、四川和河南等。
而此次约谈与近日完成的一份督导调研有关。据悉，今年8月以来，国家发改委、国家能源局组成6个组分别赴江苏、贵州等14个省（市、区），开展增量配电业务改革试点督导调研，了解项目进展、配电区域划分、配电设施接入系统及配电价格制定等方面存在的问题。然而，调研结果很令人失望。结果显示，全国真正运营的增量配电业务改革试点占比不足10%，与预期相差甚远。
“在供区划分争议、电网接入障碍、增量配网价格不明、增量配网市场主体不明确、跨区电力输送如何落地等方面，需要解决的问题一直难以达成一致，影响了项目的进展。”在回应《华夏时报》记者咨询时四川一位官员如此表示。为确保中央电力体制改革，推动增量配电业务试点加快落地见效，发改委启动了约谈。
“增量配网改革进展缓慢，此次约谈的目的在于促使改革尽快落地。”国家发改委相关人士透露，下一步国家发改委还会出台相应的配套细则。
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电力交易：
14.云南电力交易月报（2018年10月）：47家售电公司成交电量58.46亿千瓦时
昆明电力交易中心日前发布了《云南电力交易月报（2018年10月）》，2018年10月,省内市场化交易电量76.52亿千瓦时(不含10月日交易),同比增长16.1%,年度、月度交易电量比例为49.68%、50.32%,平均成交价0.12332元/千瓦时。
2018年10月,共有54家电厂、91家用户(售电公司)通过年度双边协商方式协商电量38.01亿千瓦时。经过月度安全复核和价格调整环节后,最终成交电量38.01亿千瓦时,成交价格为.013684元/千瓦时。
2018年10月,47家售电公司代理用户参与交易,共成交电量58.46亿千瓦时,占全部交易电量的76.40%。
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