北极星输配电网讯:电改到底有多火？自15年3月新电改9号文出炉以来，配套文件接二连三，多个省份更是连续跟进。截止发稿日已有18个省份开展了电力体制改革综合试点，7个省份或地区开展了售电侧改革试点（广东、重庆、新疆生产建设兵团、黑龙江、福建、河北、浙江），20个省级或区域电网（1个深圳供电局、18个省级电网、1个华北区域电网）开展输配电价改革试点……纷至沓来的文件让电力从业者手忙脚乱，更遑论吃瓜群众。

马上年底，电力体制改革推进进程较快的省份都到哪里了？本文梳理了部分省份电力体制改革情况，不多说了，快上车！

一、广东

尝试并完善电力交易规则，为其他省份电改作样板；售电公司攫取大量红利，电力用户受益相对较小。

1、作为电力消费第一的大省，率先实现售电公司参与的集中竞价交易，为全国其他省份和地区电改积累宝贵经验

2016年3月，我国首次有售电公司参与的集中竞价在广东电力交易中心举行，当月成交电量10.5亿千瓦时，平均价差-0.125元/千瓦时。每度电便宜1毛多，引爆全国电力市场，一时间售电公司成为资本疯狂追逐对象。截止2016年10月10日，广东省售电公司已达到210家，为全国数量之最。随着市场机制的逐步成熟，8月份结算平均价差继续收窄，电厂让利幅度逐渐缩小。

2、尝试并完善电力交易规则等，为其他省份电改作样板

广东省3-8月份电力集中竞价规则包括价差对匹配、返还机制，交易规模限制。早在2013年，广东省经信委及能源局南方监管局就已经印发了《广东省电力大用户与发电企业集中竞争交易实施细则》，设立了相对报价的机制，构成了现在广东电力交易市场交易规则的核心内容。广东省根据今年集中竞价经验和教训，出台了新版电力交易规则，关注点包括电力用户三年不得退市，大用户只能选择一家售电公司和采取边际价差统一出清的竞价规则。

3、售电公司享有绝大部分红利，电力用户用能成本降低幅度较小

由于售电公司和被代理的企业用户基本上签订的是长达一年的售电协议，每度电电价降幅也只有1至3分钱。而竞争价格的结果却是降幅达到0.4元左右。除去价差电费部分返还给发电企业外，平均计算，一度电售电公司就能赚取超过0.13元的差价收益。以前3次月度交易来看，电厂向需求方合计让利5.3亿元，其中预计有近4.5亿元被售电公司获得。

二、重庆

前期受到电网公司掣肘，售电侧改革高开低走；最近大用户直接交易规则出台，售电公司积极代理部分大用户筹备2017年直购电。

1、前期受到电网公司掣肘，售电侧改革高开低走

重庆和广东省作为首批售电侧试点地区，早在2015年5月售电公司筹备工作已经展开，8月成立，9月营销人员已经开始访问大工业用户。2016年2月5日重庆市人民政府办公厅下发《关于印发重庆市售电侧改革试点工作实施方案的通知》。方案明确售电侧改革试点范围，6月29日，重庆将参与交易用户年用电量准入门槛放宽至500万千瓦时，将市级及以上工业园区全部纳入售电侧改革试点。虽然交易用户门槛进一步放低，但因电费结算及输配电价等因素影响，重庆实际电力交易规模并未有大的突破，仅为首批试点企业节省2600万元。

（1）结算问题。国网重庆市电力公司要求与用电企业结算，两江长兴电力公司收取购售电差价的服务费；两江长兴电力公司坚持按照《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》与用户直接结算，向国网重庆市电力公司支付输配电价。政府多次协商但电网公司态度坚决，目前该问题已上报国家发改委裁决。

（2）输配电价问题。国网重庆市电力公司认为《重庆市售电侧改革试点工作实施方案》中现行的输配电价核定时间较早，不能代表目前及今后3年的输电成本，拒绝执行并要求“一户一核”。重庆市政府认为在新的输配电价未出台前，应按照已出台的文件执行，“一户一核”不仅将造成电价混乱，而且不能达到输配电价透明。

2、最近大用户直接交易规则出台，售电公司积极代理部分大用户参与直接交易

2016年9月30日出台的《关于印发重庆市电力直接交易规则（试行）的通知》，对于售电公司的经营对象进行了界定：准入直接交易市场的售电公司可代理符合条件的电力用户（年用电量500万千瓦时及以上）参与直接交易，也可组织年用电量300万千瓦时及以上的大工业电力用户“打捆”参与直接交易。2017年重庆电力大用户直接交易申报工作已经开启，部分售电公司与电力用户签订了代理意向协议书，积极筹备2017年电力直接交易购电。

三、云南

“为最严厉售电侧改革方案”改正成“为社会资本成立配售电公司创造良机”。

1、“3134”交易模式助推云南水电消纳

电改9号文发布之后，云南根据自身电力发展实际，建成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”云南电力市场化交易模式。

“三个主体”是指云南电力市场中的售电主体、购电主体、输电主体。“一个中心”：即交易在云南电力交易中心进行。“三个市场”：即云南电力市场中的省内市场、省外增量市场、清洁能源市场3个电力交易市场。“三个市场”：即云南电力市场中的省内市场、省外增量市场、清洁能源市场3个电力交易市场。四种模式：2015年，云南电力市场交易采用集中撮合交易、发电权交易、挂牌交易、直接交易4种交易模式。市场化交易按照优先保障省内需求、再满足外送需求的总体原则，各市场主体自由选择交易模式。

2、输配电价核定为企业减少大量用能成本

2015年3月云南作为第一批输配电价核定试点地区，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。根据《2016-2018年云南电网输配电价表》，新核定的平均输配电价标准自今年3月15日起执行。降价空间主要用于降低110千伏和220千伏大工业用电价格，与原目录电价相比每千瓦时分别降低了6.8分和7.4分，有效减少了工业企业用电成本。2016年预计省内市场化交易电量达到500亿千瓦时，预计会降低企业成本35亿左右。

3、电网公司的售电公司参与竞争性售电业务，必须与输配电业务分开，为社会资本成立配售电公司创造良机

9月14日，云南省能源主管部门向省内能源企业发布了《云南省售电侧改革实施方案（征求意见稿）》。征求意见稿对售电公司的定义中，第一类是电网企业的售电公司，不得拥有配电网经营权，由电网企业直接经营配电网，这意味着，云南电网公司的售电公司不得拥有配电网经营权。在增量配网方面，云南规定：电网公司控股的增量配电网拥有其运营权，在供电营业区内仅从事配电网业务。

四、山西

深化煤电联营，自备电厂余电上网。增量配网新规全国首家，给予独立售电公司和配售电公司都有较大发展空间。

1、深化煤电联营，自备电厂余电上网，解决后顾之忧

鼓励深化煤电联营：“对煤矿和电厂属同一主体的煤电一体化企业，其煤矿和洗煤厂的用电，允许纳入配套电厂厂用电范围”。另一方面鼓励煤电与高载能企业的联合：“对煤电联营企业与高载能企业组成同一投资主体，高载能项目用电纳入配套电厂厂用电范围，发电机组满足自用负荷后，余量电量参与市场竞争”等优惠政策。给予企业自备电厂完全的自主权，并且解决了企业余电上网仍可享受优惠政策的后顾之忧。

2、独立售电公司和配售电公司都有较大发展空间

今年10月能源局发布《有序放开配电网业务管理办法》，作为引导社会资本进入增量配电网的路引。山西省急速跟进，几天之内就出台高度具有操作性的指引文件---《有序放开增量配电业务的试点方案》。除了界定试点范围外，对于申报流程、申报材料、结算方式、运营模式、业务内容等等细节等都做了详细规定，是其他省份增量配电网放开的标杆。阳煤集团等拥有电力自供区的企业，按照“对于历史形成的，国网山西省电力公司和晋能集团公司以外的存量配电资产，可视同为增量配电业务”，也已与于八月初取得电力业务许可证（供电类）。

《山西省电力市场建设试点方案（征求意见稿）》的出台，鼓励售电企业参与市场交易。“35千伏及以上电压等级工商业用户可直接与发电企业交易，也可委托售电公司参与直接交易，35千伏以下电压等级工商业用户应通过售电公司参与直接交易。”

五、江苏

电力直接交易稳步推进，电力大用户享受红利；售电公司未参与其中，明年尝试逐步放开，售电公司需提前布局。

1、电力直接交易稳步推进，电力大用户享受红利

在全国首次采用统一出清规则的集中竞争交易。在广东省电力交易规则的基础上改进，取消价差返还机制。9月份的集中竞价交易中，发电企业、电力用户在平台上集中申报电量、电价，依据统一出清竞争规则完成交易，成交16家发电企业和53家电力用户，撮合匹配后最终成交电量50亿千瓦时，平均结算价差-21.5厘/千瓦时，9月降低电力用户用电成本1.075亿元。

省内首次开展跨区大用户电力直接交易。9月22日，在江苏电力交易中心推动下，江苏省经信委组织山西阳城电厂8台发电机组与江苏天工工具有限公司等10家省内用电用户，根据前期协商确定的交易意向，在江苏电力交易中心现场集中签约，达成10亿千瓦时电量的直接交易，江苏能监办全程监管了此次交易。

2、售电公司未参与其中，明年尝试逐步放开，售电公司需提前布局

目前江苏省电力直接交易主要针对用电电压等级在110千伏及以上，年用电量在2亿千瓦时规模以上的大用户，还没有售电公司参与到交易中，也没有出台相应的试点方案。

江苏省能源监管办和省经信委提出2017年将在继续扩大省内直接交易的基础上，扩大跨区域交易，建立完善月度交易机制。引入售电企业参与电力直接交易，作为电力消费大省，售电公司宜提前布局。