2015输配电行业关键词之电力交易

导读：2015年已接近尾声，2016的脚步越来越近了。2015年，对于电力人来说是意义非凡的一年。这一年究竟发生了哪些电力大事件?请随小编一起回顾。本文看点：盘点2015输配电行业关键词之电力交易。

电网退出电力交易主体 只收取“过网费”

随着深圳试点方案的推出，新一轮电力改革重新拉开帷幕，电力能源领域的改革既是决定经济发展的基础，又是节能环保问题的根源。新一轮电改对未来发电、输配电、售电产业格局产生深远影响，是2015年行业一大重要投资领域。输配电价改革、分布式与微电网建设等制度性调整，推进电改“软件工程”，同时统筹各区域交易平台，初步形成全国统一的电力交易市场雏形，发展一批售点公司，逐步发展全用户、多品种的电力批发市场，实现“硬件工程”的建立。

按照深圳市输配电价改革试点方案，电网不再作为电力交易主体，而是以输配电服务商的角色出现，只收取“过网费”，目的是打破电网依靠买电、卖电获取购销差价的盈利模式。政府部门以电网有效资产为基础，核定准许成本和准许收益，以成本加成的方式固定电网总收入，并公布独立的输配电价。权威人士认为，深圳输配电价改革试点按国际通行的核价方法监管电网企业收入，加强对电网企业成本的约束，同时引入激励性机制促使企业提高效率，标志着我国对电网企业监管方式的转变，也是电价改革开始提速的重要信号，将为推进更大范围的输配电价改革积累经验，并为下一步推进电力市场化改革创造有利条件。

广东电力交易系统正式通过互联网试运行

3月1日，广东电力市场交易系统正式通过互联网试运行。目前，广东电力交易中心正组织各市场主体开展系统注册，为开展2015年首轮集中竞争在线交易做准备。该交易系统目前具备交易组织管理、合同管理、结算管理、信息发布等基本功能，将进一步测试完善功能后，在2015年6月底前正式投入运行。

去年，广东省启动了电力直接交易深度试点，于2014年11月7日成立广东电力交易中心，挂靠在南方电网公司下属的广东电网公司。该交易中心作为广东省电力大用户与发电企业直接交易等电力市场业务的组织实施机构，根据政府授权，履行电力市场交易管理职能，负责信息化交易平台的建设。

南方能监局现场监管粤首次线上电力交易

4月中旬，南方能监局现场监管了广东首次通过交易平台组织开展的电力用户与发电企业线上集中竞争交易，交易规模为5.7亿千瓦时，符合准入条件并在广东电力交易中心完整注册的101家电力大用户、32家发电企业参与了本次交易。南方能源监管局、广东省经信委有关负责同志，发电企业、电力用户代表见证、观摩了本次交易。

按照广东大用户直接交易扩大试点工作安排，2015年度直接交易电量规模为227亿千瓦时，其中年度双边协商交易规模为170亿千瓦时，集中竞争交易规模为57亿千瓦时。本次交易为2015年3月份集中竞争交易，按交易规则，电力用户与发电企业采取双向报价，交易机构对申报信息现场出清。经过一轮撮合后，成功完成本次交易，形成交易电量5.7亿千瓦时，28家发电企业成功售电，70家电力用户成功购电，交易成交均价比机组上网电价(用户目录电量电价)降低0.349分/千瓦时。

本次线上交易的成功开展，检验了交易技术支持系统，为今后继续扩大交易规模，推进广东电力市场化改革进程奠定了良好的基础。

贵州将建电力交易中心 扩大电力直接交易范围

4月下旬，为促进贵州经济新常态下全省工业经济持续稳定较快增长，贵州省政府决定，在《省人民政府关于支持工业企业加快发展若干政策措施的通知》基础上，进一步给予工业企业支持，其中，措施明确将扩大电力直接交易范围，由化工、有色、冶金行业扩展到煤炭、建材、装备制造、电子信息等行业。

针对进一步支持工业企业加快发展的若干政策措施，贵州省经信委主任李保芳对电价问题进行说明，他表示电价是制约贵州省工业的一大瓶颈问题，这次贵州围绕电价问题制定了四个方面的措施：一是组建贵州电力交易中心，尽快形成适应市场要求的电价机制，以此为突破口推动电力体制改革。二是把电力直接交易范围扩大到原材料以外的行业，把参与门槛由年用电量5000万千瓦时降到3000万千瓦时，从而覆盖更多工业企业，通过降低用电成本逐步稳定和提升存量生产。三是对省内按最大需量计算基本电费的电力用户，探索按据实核定的最大量缴纳基本电费。四是研究峰谷电价政策，鼓励更多企业在非高峰时段用电生产，减少用电成本，提高生产负荷。

按照国家有关规定，贵州还将下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格，实行煤电价格联动、商业用电与工业用电同价，减轻工业企业电费负担。加快推动电力体制改革，组建贵州电力交易中心，开展电力直接交易、发电权交易、西电东送交易、富余水电竞价上网等工作，尽快形成适应市场要求的电价机制。

国家能源局：规范电力直接交易 纠正各种变相让利

国家能源局、工业和信息化部5月联合下发通知，要求各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，不得通过行政手段指定直接交易的对象、电量和电价，不得指定交易的降价优惠幅度。

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。经过近些年的探索与博弈，大用户直购电作为电价改革突破口已成为各方共识。今年出台的《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》((中发[2015]9号)，(简称“9号文”)无疑再次助力大用户直购电，并对参与交易的双方都做了详细规定：按照接入电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布可参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准;按电压等级分期分批放开用户参与直接交易，参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准，不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。

但通知表示，最近一段时间，部分省(区)以电力用户与发电企业直接交易为名，利用行政手段，强制指定交易对象、交易电量和交易价格，违背市场原则，此举不符合国务院关于简政放权的总体要求。为此国家能源局要求各地要在资源优化配置和产业结构调整的基础上，按照市场的原则开展直接交易。参与交易的标准和政策确定后，对符合条件的企业应一视同仁，科学制定工作方案和交易规则，在平等自愿的基础上开展电力直接交易。电力用户与发电企业直接交易的工作方案、交易规则、输配电价以及参与的标准、企业名单应予公布。

新电改再下一城 发改委放行跨省电力交易

5月8日，国家发改委公布了电改配套文件中的第四个，《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(以下简称《通知》)。

上述《通知》明确，自4月20日起，跨省跨区送电，由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商，或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。

中国能源网首席信息官韩晓平在接受记者采访时表示，《通知》强化了市场化的思路，对电网强势的现状形成了一定制约。但未来在实践中还将遇到总量、排放控制等问题，仍需要进一步完善细则。

四川：全国首个电力交易平台正式投入运营

6月，全国统一电力市场技术支撑平台在国网四川省电力公司正式上线试运行，这是国内首个正式投入运营的发电企业与电力客户直接交易平台，标志着四川电力市场改革迈出了实质性步伐。

该平台面向电力客户和发电企业开放使用，支撑全国范围的能源资源优化配置和电力客户直接交易，开展新型多品种多周期交易开发运营，将为发电企业、电力客户等市场主体提供更加公开透明、便捷高效的电力交易服务，促进电力交易健康有序发展。

该平台是2015年国家电网重点项目之一，国网四川电力作为第四批推广单位，经过近两个月艰苦细致工作，按期完成上线试运行。

目前，国网四川信通公司已完成一期“市场成员管理、交易管理、合同管理、计划管理、 结算管理、信息发布、交易全景展示、数据质量管理、业务数据管控、市场运营分析、市场运营统计、服务窗口管理、电力电量平衡”等11个功能模块上线试运行工作，实现了电力客户与发电企业开展直接交易、发电权交易、外送电交易、跨区跨省电量交易、抽水蓄能招标交易及跨省调峰辅助服务市场交易等多类型交易需求。

江苏能监办启动电力交易与市场秩序监管

根据国家能源局2015年市场监管重点专项监管工作安排，6月，江苏能源监管办向全省电力企业下发《关于开展2015年电力调度交易与市场秩序专项监管检查工作的通知》，启动全省电力调度交易与市场秩序专项监管工作，并在厂网联席会议上作了全面部署。

此次专项监管重点内容：一是电能合同签订与执行的公平性情况。重点检查电力调度结构、交易结构执行发电合同公平性情况、上网侧峰谷分时电价执行情况、可再生能源全额保障性收购情况、火电机组利用率和平均负荷率以及调度信息披露情况等;二是基数电量以外的电能交易情况。重点检查跨省(区)电能交易、发电权交易与大用户直接交易，包括组织方式、输电费用、网损、交易费用等的收取依据及实际收取情况，交易组织方式和贯彻国家节能减排政策情况等;三是电量电费结算情况;四是发电厂并网运行考核与辅助服务管理(“两个细则”)的执行情况;五是新机商转情况。重点关注调试期的认定、调试电量计量、调试电价执行以及转商运办理等情况。

本次专项监管工作将采取企业自查与监管机构重点检查相结合的形式开展，专项监管工作将于三季度全面展开。

通知要求各单位高度重视，积极配合做好检查工作，及时完整提供真实、可靠的数据和资料，如实反映相关工作开展情况及存在的问题。江苏能监办根据检查情况，将发现的问题及意见建议及时报告国家能源局。

云南首“吃”电力市场化改革“螃蟹”

3月15日，中共中央、国务院正式下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，将云南、安徽、湖北和宁夏4省区纳入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则单独核定输配电价。新一轮电力体制改革大幕正式开启，其中电力市场化改革方向成为公众和舆论关注的焦点。

“推进电力市场化交易，力争全年市场化交易规模达300亿千瓦时以上”。为应对全省复杂严峻的经济发展形势，4月底，电力市场化再次以稳定全省经济增长的重要措施进入公众视野，云南省政府下发了关于促进全省经济平稳健康发展的意见，提出了明确的目标和要求。

当前，新一轮电力体制改革正向核心区推进。云南作为我国清洁能源和西电东送的重要基地，全省紧紧抓住新一轮电力改革试点的重要机遇，在借鉴国内外电力改革经验的基础上，结合全省电力工业的发展现状，在国内率先开展省级电力市场化交易试点，逐渐探索出了一条符合云南实际的电改之路——“3134”云南电力市场化交易模式，为我国电力体制改革积累了宝贵经验，也为全省稳增长作出了突出贡献。

重庆电力交易试点启动 今年交易电量20亿千瓦时

7月，记者从重庆市经信委了解到，《重庆市电力用户与发电企业直接交易试点方案》近日出台。此举标志着全市电力直接交易(大用户直购电)试点正式启动。

据介绍，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，电网企业按规定提供输配电服务。直接交易价格由电力用户与发电企业通过自主协商、集中交易等方式确定，不受第三方干预。电力直接交易主要针对用电电压等级原则在110千伏以上，单位能耗、环保排放达到国家标准，年用电量3000万千瓦时以上的大工业用电企业。高新技术企业和十大战略新兴产业年用电量可放宽至1000万千瓦时以上。全市今年试点年度交易电量规模暂定20亿千瓦时左右。

南方电力交易中心运作进入新阶段

● 截至8月，广东、云南、贵州、广西电网公司已先后组建各省(区)电力交易中心并正式运营

● 上半年南方电网公司完成直接交易电量417亿千瓦时

本报讯 顺应国家深化电力体制改革和加快电力市场交易平台建设的相关要求，南方电网公司积极抓好落实，全力推进南方电力交易中心建设。经过此前长时间的筹划和建设，目前，南方电力交易中心工作职责已明确，内设机构和人员编制进一步优化，相关人员已基本到位。同时，电力交易技术支持系统建设工作正有序开展，计划年底前投入运行，届时，将为电力市场化交易业务提供有力支撑。

今年6 月，公司印发了《关于充实完善南方电力交易中心和省级电力交易中心的通知》，指出公司网、省两级电力交易中心建设应根据国家电力体制改革的要求，在政府有关部门指导下，严格遵从电网安全约束，开展电力交易相关工作。其中，南方电力交易中心负责南方区域跨省(区)电力市场化交易，开展电力市场政策研究、电力市场化交易组织和管理、交易市场秩序管理、电力交易平台建设等工作。

截至目前，在政府有关部门委托或授权下，广东、云南、贵州、广西电网公司已先后组建了各省(区)的电力交易中心并正式运营，各自负责组织本省区内电力交易业务等。其中，广东、云南、贵州3省已开展了以省内电力直接交易试点为主的电力市场化业务。2014年，上述3省电力直接交易规模分别达到150亿、179亿、63亿千瓦时，预计2015年电力用户直接交易规模将不断扩大。上半年，全网已完成直接交易电量417亿千瓦时。

据了解，今年上半年，南方电网公司完成西电东送电量801 亿千瓦时，同比增长26%，创历史同期新高。为最大限度消纳云南清洁水电，上半年，公司利用云南省电力交易平台，组织省内多家水电站参与西电东送增送电量的挂牌交易，累计成交电量36.5 亿千瓦时。市场化交易机制的引入，可望进一步解决日益凸显的汛期水电消纳难题，有力促进清洁能源消纳，发挥市场对电力资源配置的决定性作用。

发改委筹建电力交易机构 鼓励社会资本建售电企业

9月16日，国家发改委副主任连维良在国新办新闻会上指出，电力输配电价的试点已经扩大到7个地区，下一步试点将扩大。

除了输配电价改革试点以外，还将选择一些省份和直辖市，开展综合电力体制改革试点，可再生能源消纳试点，售电侧体制改革试点。

而下一步实施电力体制改革，还需要建立全国的电力交易市场。

湖南电力公司高级工程师欧阳永熙指出，这涉及到电力资源调度的问题，可以通过一些技术手段，在风能、太阳能等给予补贴的基础上，实施与其他能源的竞争。这样可以解决用电大户倾向于用最低价格能源的问题。

“风电、水电、火电是经济问题，风电弃风与火电节能可以转化为技术问题来解决。”他说。

记者获悉，目前国家电网公司内部有一个电力交易市场，如果能够剥离出来，其他电网公司配合相应的改革，这样全国可以形成一个买卖电的直接交易。

不过，对不同的电力实施不同的补贴改革，实施同台竞争后，过去倾向于清洁能源输配电政策也需要改革。

根据发展改革委等部门制定的节能发电调度办法，节能发电调度，优先调度可再生发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。

按此看，燃煤火力发电处于电力调度末端。但是目前燃煤火电价格便宜，上网价格4毛一度左右，实际发电成本每度只有2毛左右。

林伯强认为，可再生能源比其他电价格高，难与火电竞争，需要有特殊政策来保护。

“如果对可再生能源不管的话，清洁能源就没办法继续发展了，在现阶段，不仅要从价格上进行补贴，还要进行其他保护。”他说。

连维良指出，要积极引进社会资本，加快推动售电侧电力体制改革，鼓励社会资本建立售电企业，也鼓励社会资本进入增量的配电业务，包括对现有的配电业务通过发展混合所有制经济的形式来实现社会资本的进入。“总的来讲，下一个阶段，电力体制改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。”他说。

国家拟组建三级交易机构 电力市场面临重构

新一轮电力体制改革正在进行，继售电侧市场放开带动业内投资热情后，电力交易机构的形成将是新的亮点。而北京和广州将率先建立电力交易中心。

11月12日，发改委新闻发言人施子海在国家发改委的新闻发布会上表示，正在着手筹建交易机构，组建了专门的工作组，与国家电网公司、南方电网公司以及发电集团公司研究组建北京电力交易中心和广州电力交易中心的相关事宜。

据了解，北京和广州电力交易中心将是国家级的电力交易中心，分别对应国家电网公司和南方电网公司，另还将设省级和地方级的电力交易中心。施子海称，发改委同时也在研究其他区域和省级交易机构的组建方案。

国家发改委副主任连维良曾表示，要实现电价由市场来决定，发电各方要自主交易，很重要的一个是要有交易的场所和平台，就需要建立专门的电力交易机构。电力交易机构的建立，意味着，电力体制改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。

深化电力体制改革再进一步 贵州电力交易中心正式挂牌运行

11月16日，贵州省委常委、常务副省长秦如培(右)与国家能源局法制和体制改革司副司长刘刚为贵州电力交易中心揭牌。

记者从启动仪式现场获悉，贵州电力交易中心是为贯彻落实《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》文件精神，经贵州省政府同意，按照“政府主导，共同组建，稳妥推进”的原则组建的相对独立的省级电力交易中心。

贵州电力交易中心自今年2月开始试运行，在贵州电力市场化交易工作领导小组的领导下履行贵州电力市场交易日常管理职能，负责电力市场交易的组织、结算和管理，为全省电力市场交易主体提供优质电力交易服务。

3月，《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》文出台后，交易中心进一步完善了交易职能，探索更多的交易品种。面对省内产业结构调整和转型升级、省内工业增长乏力的局面，通过电力交易平台进一步放开电力直接交易市场，推出了年度双边协商、集中竞价和挂牌交易等三种交易方式，目前已有14家发电企业和425家电力用户参与，涵盖了有色、化工、冶金、建材、煤炭、电子等行业，签约电量达到263.7亿千瓦时，占省内售电量的31%，比例居全国首位。通过电力直接交易，促进市场在能源资源优化配置中发挥决定性作用，有效遏制了省内工业企业用电量下滑的势头，同时还实现了市场各方互利共赢，进一步推动了节能减排和产业转型升级。

贵州电网公司党组书记、董事长唐斯庆在揭牌仪式致辞中说，贵州电力交易中心的正式挂牌运行是贵州省推进电力市场化改革的一件大事，是贵州省贯彻落实《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》文件精神的重要举措，希望贵州电力交易中心积极搭建公开透明、功能完善的电力交易平台，为电力市场各类市场主体提供公开、公平、公正的电力交易服务，力争打造电力市场建设试点范例、创建国内先进水平的电力交易中心，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。

云南电力交易中心：售电主体57家 购电主体共7200余家

据了解，云南富余水电较多，云南电网如何结合实际促进富余水电消纳?

2014年以来，在省政府的主导下，云南电网积极采用电力市场交易的方式促进水电消纳。目前，云南电力市场建立了较为完善的市场体系和交易规则，形成了“三个主体，一个中心，三个市场，四种模式”的“3134”的电力市场格局。“三个主体”为云南电力市场中的售电主体、购电主体、输电主体。目前在云南电力交易中心注册的购电主体共7200余家(消费电量占比70%)，售电主体57家(发电装机4389万千瓦，占比72%)。“一个中心”为云南电力交易中心，云南电力交易中心由政府部门主导，相对独立运行并接受全面监管，不代表任何一方市场主体利益。“三个市场”为可进行电力交易的省内市场、西电东送增量市场、清洁能源市场。“四种模式”为云南电力市场中现有的直接交易、集中竞价交易、挂牌交易、发电权交易四种交易模式，市场主体可根据自身的实际情况自主选择参与的市场和交易模式。

2015年1～11月，省内市场共有2474家用户、49家电厂参与市场化交易，共成交电量304.9亿千瓦时;西电东送增量市场共成交电量52.5亿千瓦时;清洁能源市场成交电量64.8亿千瓦时。2015年全年省内市场化交易电量规模预计超过320亿千瓦时，全部市场化交易电量规模(含西电东送增量市场、清洁能源市场)预计超过450亿千瓦时。