本周热词TOP1:
电力中长期交易：国家发改委、能源局日前联合发布了《电力中长期交易基本规则》，对深化电力市场建设具有重要意义。新规则与原版相比也有多处变化：电力市场成员增加了“配售电企业、储能企业”；增加了售电公司、电力用户及电网公司履行清洁能源消纳责任；市场准入进一步降低门槛；引入月内（多日）交易、滚动撮合交易、多年度交易，品种更丰富；价格机制发生变化，提出四部制电价，市场用户须承担辅助费用；偏差电量处理主推“发电侧上下调预挂牌机制”，进一步开放偏差调整窗口……
本周热词TOP2：
天津售电市场：天津2020年电力市场化交易出现-1.9厘/千瓦时的低价差，售电公司盈利空间骤降。
天津2020年引入燃气电进入到电力交易，燃气上网电价为0.6662元/千瓦时，燃煤上网电价为0.3655元/千瓦时，由于本地燃煤电厂基本上已经形成“价格同盟”，基本上不会降价；而燃气电厂本身发电成本就高，所以几乎没有降价空间。再加上偏差考核和可再生能源消纳的责任，常规的售电公司可能会因为无法获利而面临退市。
本周热词TOP3:
降电价：6月28日，国家发改委发布通知称继续为现执行一般工商业及其它电价、大工业电价的电力用户，提供统一延续按原到户电价水平的95%结算优惠。
国网和南网纷纷表态，坚决执行降低用电成本政策，国网预计全年减免电费926亿元，南网预计全年减免200亿元，惠及电力客户超760万户。
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政策：
1、重磅！电力中长期交易基本规则正式发布
国家发改委、国家能源局日前联合发布了《电力中长期交易基本规则》。交易周期增加为：多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易。交易周期越来越短，为即将到来的现货交易做准备。市场成员包括各类发电企业、电网企业、配售电企业、电力交易机构、电力调度机构、电力用户、储能企业等。增加了“配售电企业、储能企业” 取消了“电力用户准入的10kv电压等级限制。用户全面放开，市场规模将进一步扩大。分布式发电可以参与市场交易。电力中长期交易现阶段主要开展电能量交易，灵活开展发电权交易、合同转让交易，根据市场发展需要开展输电权、容量等交易。强调“月清月结”，完善清算、分摊机制……
2、2020年浙江省深化电力体制改革工作要点：增加100亿现货电量、完善售电市场、推进增量配电改革
浙江省发改委日前印发《2020年浙江省深化电力体制改革工作要点》，称扩大电力市场化交易规模，将2020年浙江省电力市场化交易电量提高到2100亿千瓦时。其中：普通直接交易、售电市场交易、现货市场交易规模分别达到1700亿千瓦时、300亿千瓦时和100亿千瓦时，全省市场化电量占全社会用电量比例提高到43%左右。
缩小浙江与长三角各省电价差距：2020年全省降低企业用电成本100亿元以上，企业平均用电成本下降每千瓦时3分以上。
全面提速电力现货市场建设：推动电力现货市场连续结算运行，5月开展1次周结算试运行，7月启动月连续结算试运行、出台电力市场运营规则、完善电力辅助服务市场机制。
3、国家发改委：阶段性降电价政策延长至今年年底
6月28日，国家发改委发布《关于延长阶段性降低企业用电成本政策的通知》，通知指出继续为现执行一般工商业及其它电价、大工业电价的电力用户，提供统一延续按原到户电价水平的95%结算优惠。
4、天津市2020年可再生能源电力消纳实施方案正式印发：各类售电公司总量最低消纳责任权重14.5%
天津市发改委日前正式印发了《天津市2020年可再生能源电力消纳实施方案的通知》，通知中称，2020年，本市行政区域内可再生能源电力消纳量占全社会用电量的比重达到14.5%，非水电可再生能源电力消纳量占全社会用电量的比重达到14%。
国网天津市电力公司、各类售电公司、通过电力市场购电的电力用户以及拥有自备电厂的企业的电力消纳责任权重为：总量最低消纳责任权重14.5%，非水电最低消纳责任权重14.0%。
市场：
5、调查 | 天津售电市场面临多重挑战
天津价差从去年的-5分/千瓦时骤降到-1.9厘/千瓦时，让很多售电公司因没有盈利空间而叫苦不迭。几乎没有盈利空间，而且还要承担偏差考核的风险，这是天津售电公司目前面临的两大难题。有人说“天津今年以来出现的低价差的局面是相关政策导致的，政策不做调整的话，价差很难有回升空间。” “如果没有域外电进入天津，降价可能微乎其微……”
另外今年天津的售电企业需承担可再生能源总量最低消纳责任权重为14.5%，非水电最低消纳责任权重14.0%，而天津的可再生能源电量占比仅为8%左右，资源电量供不应求。售电公司买不到可再生能源电量，又要完成规定的消纳量，只能选择购买绿证。而购买绿证需要额外花费一笔高额费用，有售电公司表示，电力配额制如果正式开始实施后，售电公司难上加难，负担变重了，盈利空间更小了，常规的售电公司可能会因为无法获利而面临退市。
6、江苏售电市场为何出现月度竞价交易0成交事件？
2020年6月23日，江苏电力市场出来了一个新鲜事儿，售电侧开市至今第一次出现了竞价出清结果成交量为0的情况。
2020年7月竞价公告中称去年同期总用电量为274.47亿千瓦时，已申报年度交易分月计划总量为261.36亿千瓦时，已申报的优先发电权为16.62亿千瓦时。
很明显，261.36+16.62=277.98＞274.47。因此公告中明确，有效竞争电量上限为0，发电侧电量总上限为16.62亿千瓦时（不含阳城、田湾核电）。
根据目前规则来看，在优先发电量的电量范围内，是无法形成有效成交价格的（因为卖方没有价格），因此只有当买方申购电量大于优先发电电量计划时，卖方在先发电电量计划之外还有带价格的申报电量才有成交可能。
7、四川、浙江、福建、陕西、辽宁、安徽、冀北、河北、西藏、甘肃完成第一轮股改
近日，多家电力交易中心完成四一轮股份制改造，实现了交易机构由电网独资向多元参股的转变，电力体制改革取得新成果。
四川引入17家投资者，新增股东持股占比30%
陕西引入12家投资者，新增股东持股占比33%；
安徽引入10家投资者，新增股东持股占比30%
冀北引入12家投资者，新增股东持股占比30%
河北引入10家投资者，新增股东持股占比30%
西藏引入8家投资者，新增股东持股占比33.33%
甘肃引入10家投资者，新增股东持股占比30%
福建引入4家投资者；
辽宁引入8家投资者；
浙江引入9家投资者
8、价差-30厘/千瓦时！广东2020年7月集中竞价交易电量26.86亿千瓦时
广东2020年7月集中竞价交易电量26.86亿千瓦时，统一出清价差为-30.00厘/千瓦时。
评论：
9、增量配电改革的5点困惑
困惑1：政府推增量配电改革是为了降低用户电价？
增量配电网在降电价上的最大作为是作为“片儿区”的用户电量集中代理，可这完全可以由其他售电公司来实现，不是非要增量配电网才行。同时，如果真要降低到户电价，直接出文件效果会更好。
困惑2：政府推增量配电改革是为了降低用户电力成本？
增量配电改革对减轻大工业用户在电力设施配套投资压力，会带来一定的好处，而对于降低用户电费支出或运行维护成本等方面，存在不确定性。
困惑3：政府推增量配电改革是为了提升供电服务质量？
提升供电服务质量的关键在于监管，在于惩罚。
困惑4：政府推增量配电改革是为了挤掉电网公司投资中的水分？
困惑5：政府推增量配电改革是为了吸引社会资本进入电网投资领域？
如果真的想要摸清电网公司的投资“内情”和真实成本，没有必要非要在搞一个小电网出来对标。
政府启动增量配电改革如果是因为电网公司的服务不好或是担心电网公司不合理投资，可以加强监管和严厉惩处；如果是因为用户电价高，可以通过理顺价格形成与传导机制，甚至直接出台电价政策。
10、解读 | 新版电力中长期交易规则有哪些主要变化？
1、交易周期的变化：增加为：多年、年、季、月、周、多日等电力批发交易
2、市场成员的变化：增加了“配售电企业、储能企业”
3、交易品种的变化：首次提出滚动撮合交易，交易方式更加灵活丰富。
4、价格机制的变化：提出“四部制”电价
5、偏差电量处理机制的变化：主推“发电侧上下调预挂牌机制”，进一步开放偏差调整窗口
6、结算分摊的变化：强调“月清月结”，完善清算、分摊机制。
7、增加与可再生能源消纳机制市场的衔接
8、明确电力用户惩罚机制
9、有效期由三年延长至五年。
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