【煤电电价改革再推进技术型售电公司来了】售电一周要闻（0106-0110）-北极星电力市场网

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本周热词TOP1:

上网电价：本周宁夏、湖南、福建相继出台燃煤发电上网电价改革方案，实施“基准价+上下浮动”的电价形成机制。截止目前，我国共有16个地区正式发布此方案，改革步伐进一步加快。

本周热词TOP2：

国家电网：本周国家电网对2019年的整体工作做了总结，取得了诸多成绩。探索泛在电力物联网的商业模式，在综合能源服务、电能替代、清洁能源消纳等领域成绩斐然。另外大力推动电力体制改革，积极配合输配电价核定、增量配电改革试点，加快推进各级交易机构股份制改造和独立规范运行，全年市场化交易电量超过2万亿千瓦时，同比增长24%，同时也称2020年要加快建设“三型两网”世界一流能源互联网企业。

本周热词TOP3:

电力市场化交易：1月3日国常会中强调要推动降低制造业用电成本，全部放开规模以上工业企业参与电力市场化交易，又一次提出“全面放开”提现了国家对电力市场化交易的重视，有利于扩大交易规模，是利好售电的。

更多精彩请关注“北极星售电一周要闻” (0106-0110)

政策：

1、新疆2020年电力直接交易实施方案：规模按530亿千瓦时控制、经营性电力用户均可参与

新疆发改委发布《新疆维吾尔自治区 2020 年电力直接交易实施方案》，称2020 年全年电力直接交易规模按 530亿千瓦时控制。定向双边交易电力用户全年电量规模约 152 亿千瓦时。全疆直接交易:全年交易规模预计 378 亿千瓦时，其中年度全疆直接交易电量规模按 330 亿千瓦时控制，月度交易规模按48 亿千瓦时控制。

经营性电力用户均可参与疆内直接交易，年用电量在 500 万千瓦时及以上(南疆地区为 300千瓦时及以上)且接入电压等级在 10 千伏及以上的经营性电力用户为大用户，其他用户为中小用户。大用户可自行参与或委托售电公司代理参与市场化交易，中小用户仅可通过售电公司代理后参与市场化交易。

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2、山东可再生能源电力消纳保障机制实施方案：电网企业/独立售电公司/配售电公司需承担相对应消纳量

山东省发改委、山东能源局、山东能监办日前联合发布了《山东省可再生能源电力消纳保障机制实施方案》。按照国家要求，山东省应达到的总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重一致，山东省最低消纳责任权重为10%，激励性消纳责任权重为11%。

承担消纳责任的分为两类市场主体：第一类市场主体为电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司，承担与其年售电量相对应的消纳量；第二类市场主体为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业，承担与其年用电量相对应的消纳量。

省电力交易中心负责组织开展山东省可再生能源电力相关交易，指导参与电力交易的承担消纳责任的市场主体优先完成可再生能源电力消纳相应的电力交易。

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3、宁夏：煤电标杆上网电价实行“基准价+上下浮动” 基准价按0.2595元/千瓦时执行

宁夏发改委近日发布关于印发《宁夏回族自治区深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》的通知，通知指出，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按宁夏燃煤发电标杆上网电价0.2595元/千瓦时（含脱硫、脱硝、除尘电价，含税，下同）确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。基准价和浮动幅度范围随着国家发展改革委对基准价和浮动幅度范围的调整而同步调整。燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。

方案自2020年1月1日起实施。2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。

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评论：

4、2020年 “2.0版本”售电公司来了

现货来临，售电公司有望逐步摆脱目前粗放发展模式，真正从事售电业务。从数量上看，售电公司貌似已饱和，但从质量上看，满足市场需求的高质量售电公司并不多。售电公司进一步分化是大概率事件，很多公司将通过自身的专业化经营摆脱‘皮包公司’业务。

2019年淘汰了一批只靠价差收益和纯市场营销生存的‘1.0版本’售电公司，2020年具有技术和专业水平的‘2.0版本’售电公司将逐步占领市场，全国或将首次出现真正的技术型售电公司。

售电公司能否顺利升级换代，结算方式或成制约因素。目前，各省广泛应用价差传导模式，造成电力用户、售电公司和发电集团之间零和博弈。用户和售电公司的收益完全取决于发电厂单方面的让利，这也是目前售电公司唯一的生存模式，本质上还是未改变电网统购统销的模式。

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5、我国电力现货市场建设及发电企业应对建议

发电企业应主动应对现货市场，完善体制机制和运营模式，充实队伍、加强研究，推动市场竞争力的不断提升。

一是完善营销体制机制，适应市场改革需要。随着电力市场化改革的不断深入，发用电计划全面放开、电价形成机制改革，市场化交易品种逐步丰富，交易模式逐步转变为批发、零售、服务市场以及未来的金融市场。电力市场体制的改变要求必须对营销体制机制进行调整完善，提升竞争力。

二是参与市场交易规则的完善和衔接工作。发电企业要参与试点省区加强交易规则和省内、省间市场研究，总结试运行期间存在的问题，积极参与各省交易规则的完善修订工作，推进市场公平有效运行。

三是做好中长期交易和现货市场衔接和价格策略制定。现阶段要加强中长期交易合同签订的研究工作，价格机制要能够弥补固定投资成本、资金成本和满足利润需要。做好与现货市场报价策略的衔接和市场报价竞争。

四是积极推进容量市场的建设研究工作。开展电源固定成本的市场回收机制的研究，更贴近现货市场以边际成本报价、中长期交易规避风险、容量市场回收投资的市场架构。

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投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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