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发改委：售电企业视同大用户参与交易 鼓励售电公司靠降低成本和提供增值服务参与竞争
&&来源:国家发改委&&&& 8:49:32&&我要投稿&&
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:为全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真落实中央经济工作会议和政府工作报告部署，深化供给侧结构性改革，进一步完善要素市场化配置，推进，国家发展改革委、国家能源局近日联合出台了《关于积极推进
进一步完善交易机制的通知》(以下简称《通知》)。《通知》在总结已有工作基础上，提出了下一步推进电力市场化交易的重点措施，对深化电力体制改革，完善电力市场交易机制具有重要的推动作用。《通知》明确要求，各地进一步提高市场化交易电量规模，加快放开发用电计划，扩大市场主体范围，积极推进各类市场主体参与电力市场化交易。在发电方面，加快放开煤电，有序推进水电、风电、太阳能发电、核电、分布式发电参与交易，规范推进燃煤自备电厂参与交易。在用户方面，放开所有符合条件的10千伏及以上电压等级用户，支持放开年用电量超过500万千瓦时以上的用户，积极支持用电量大的工商业、新兴产业、工业园区、公共服务行业等用户进入市场，2018年全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业用户发用电计划。在售电方面，将履行相关程序的售电企业视同大用户参与交易，鼓励售电公司扩大业务范围，靠降低成本和提供增值服务参与竞争，支持供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务，积极支持售电公司代理中小用户参与交易。《通知》进一步提出，结合实际统筹发用电侧放开节奏，明确放开各类发电企业、用户进入市场的时间，明确放开比例，完善准入退出机制。鼓励跨省跨区网对网、网对点交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点交易，支持清洁能源开展交易。进一步完善交易机制，完善市场主体注册制，进入市场的发电企业、用户和售电公司等均要完成注册程序，成为合格市场主体。规范市场主体交易行为，要求市场主体按照交易规则参与各类交易，通过市场竞争形成价格，接受政府有关部门监管，同时明确要求各地有关部门最大限度减少对微观事务的干预。完善中长期合同交易电量价格调整机制，交易双方在自主自愿、平等协商的基础上，在合同中约定建立固定价格、&基准电价+浮动机制&、随电煤价格、产品价格联动或随其他因素调整等多种形式的市场价格形成机制。加强事中事后监管，建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制，保障电力市场健康运行。深入推进电力市场主体信用建设，开展信用评价，实施守信联合激励和失信联合惩戒。《通知》明确，进一步加大力度推动发用电计划放开，选择4个行业全面放开发用电计划是重要举措，完善价格形成机制是重要目标，为此《通知》专门配套制定了《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》(以下简称《实施方案》)，对具体工作进行了安排。《实施方案》指出，煤炭、钢铁、有色、建材4个行业市场化程度较高，在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易，市场经验丰富，试点全面放开发电用计划具有较好的基础。通过先行先试，有利于充分还原电力商品属性，理顺和打通电力及其上下游行业的价格市场化形成机制，形成全产业链价格联动、利益共享、风险共担协同发展格局，进而有效促进社会主义市场经济的平稳健康运行。同时要求坚持&应放尽放&、规范有序、完善机制、保障安全、清洁发展的原则推进工作。《实施方案》明确，试点全面放开4个行业发用电计划，用户全电量参与交易，具备条件的，同步放开发用电计划和电价，由用户和发电企业自主协商确定供电方式和价格机制，逐步放开参与跨省跨区交易限制，支持用户与清洁能源开展市场化交易。要求做好放用电计划放开和推进市场化交易完善交易机制的有效衔接，用户和发电企业无法协商一致的，可先放开发用电计划，用户价格暂按当地目录电价标准确定。建立完善科学合理的市场化价格形成机制，用户和发电企业签订合同时自主协商，约定建立&基准电价+浮动机制&的市场化价格形成机制，明确&基准电价&和&浮动机制&的协商原则，继续支持资源综合利用和落实惩罚性电价。要求规范4个行业用户交易行为，推进签订中长期合同，确保安全稳定供电。进一步加强事中事后监管，保障合同执行。相关阅读：
原标题:国家发展改革委、国家能源局联合出台政策 积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制
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随着新一轮电改的进行，政府提出愈加完善的输配电价核定办法及操作规则，已基本适用于我国所有的输配电价领域。形成了我国输配电价体系改革的基本政策框架。
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你知道如何降低工业企业用电成本吗？(2)
&&来源:电联新媒&&作者:杨世兴&& 11:40:40&&我要投稿&&
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电价有没有挖潜的空间中发9号文件的一个重要精神就是理顺价格形成机制，垄断环节的输配电价，按照准许成本加合理收益的原则由政府核定。价格政策有其严肃性，电网企业是电力价格的执行者。一方面，降低企业用电成本不能单纯地理解为降低电价，另一方面，也不能一听到降电价就条件反射地认为是片面的观念。我们要承认，电价确实有不少努力的空间。除了广泛关注的两部制电价、分时电价、交叉补贴这些问题外，在电网成本监管层面也有诸多值得关注的问题。比如，电网的网损水平，已公布的安徽电网网损就比南方电网区域贵州和云南分别高72%和54%，为什么差距这么大，如何通过降低电网的网损水平来促进电价的降低。近日国家发布的《浙福特高压交流等十项典型电网工程投资成效监管报告》就反映出，部分工程输电效益未充分发挥，使用效率低，部分工程单项突破核准规模或投资较高，产生不合理成本等等。在省级电网层面，一直都缺乏这方面的监管和评估，提高电网投资效率和合理性，是降低输配电价的重要内容，是省级电网投资监管亟需弥补的短板。另外，政府性基金和附加也是降低电价非常重要的一块内容。除了降电价，用户可以做什么企业用电成本是消耗电能所付出的各类固定成本和变动成本的总和，包括设备投入、设备折旧、设备运维费用、用电费用、功率因数考核和其他费用等
。单位用电成本的高低，除了和电价水平有关，还与电力设备的配置、利用率，生产用电方式，能源管理效率等有重要关系。设备配置不合理会导致供电设施建设初始投入过高；主变压器容量配置不合理会导致容量电费过高；未进行无功补偿，功率因素不达标会导致力调电费过高，等等。降低用电成本需充分挖掘各个环节，统筹兼顾好各个因素。对用电企业来说，需要有全生命周期的用电成本管控体系。用电设备初始配置阶段，就要精确分析用电需求，合理配置变压器台数和容量，生产阶段要根据生产情况合理制订运行方案，选择最优的容量电费计费方式，做好设备运行维护，全方位优化效率控制成本。调研过程中某企业加压站，装接容量63000千伏安，两台31500千伏安变压器一运一备，长期低负荷运行，最大月用电量145万千瓦时，月均用电量40万千瓦时，未同步建设无功补偿装置，功率因素仅0.74，单位用电成本达1.91元/千瓦时。该企业在设备配置和投入之初，对自身用电方式缺乏了解，没有考虑到加压站长期备用和短期运行的生产方式，最终表现为用电设施配置缺乏专业性、灵活性和兼容性。当地电网企业提供了解决方案，一是亟需增加高压无功补偿装置，提高功率因素。二是可以暂停一台变压器，另外一台冷备用，改用小容量变压器供电，若不能由热备转为冷备，将基本电费收取方式由容量收取改为按需量收取。调研过程中某纺织企业，安装变压器容量共计1000千伏安，却按照一般工商业电价结算，仅仅改为大工业电价计费，单位用电成本就可以从0.989元/千瓦时降低到0.862元/千瓦时，降幅达到14.7%。根据分析，如果该企业能进一步扩大产能，达到当前参加大用户直接交易的门槛，单位用电成本预计达到0.75元/千瓦时的水平，可再降低11.5%。影响企业用电成本的制度因素除了电价因素和企业自身挖潜外，影响企业用电成本的还有外部环境，最为明显的就是一些制度性因素。首先是市场壁垒。跨区购电是参与市场交易的企业降低用电成本的重要手段。但实际上，电力交易中心成立近两年时间，只有极少的用电企业真正能够参与跨区购电。有文章指出，&省间壁垒问题突出&，强调&关键是充分发挥市场机制作用，减少地方政府的行政干预&。按照中发9号文件改革精神，政府对电力行业的管理方式从计划转向市场，放开发用电计划，的确还有许多努力要做。表面上看，市场壁垒是政府的行政手段，但其实，根本的障碍在于输电通道的放开。从实质上说，谁掌握了输电通道，谁就掌握了跨区购电的价差收益。过去，电网企业的收益水平与销售电价和购电成本两个因素密切相关。输配电价核定后，购电成本就成为核心焦点。应该说，购电成本对应的水火比以外水电发电量，就应该和放开发电计划的火电机组一样，向市场化交易的用户开放。那么，更不要说计划电量以外的外购电，也就是输电通道，更应该向市场化交易的用户开放。所以，这个市场壁垒，不论是省间的，还是省内的，核心是输电通道向市场开放。一旦开放，必将有效降低购电成本。然而到目前为止，还没有看到能够解决这个问题的迹象。还有产权壁垒。调研发现，一些区县的工业园区为吸引企业入驻，建设有大量标准厂房，并按饱和入驻情况为每个标准厂房投资配置了变压器。企业入驻后，或单独或共同使用园区配置的变压器，按用电量分摊容量电费。一个突出的特点是，这些预先规划建设的园区电力设施和用户用电需求配置并不匹配，增加了企业的容量电费，或者当某个变压器内用电负荷不足或波动较大时，就会导致共用企业分摊额外用电成本。由于产权属于园区，企业也无法进行优化改造或处置。受资金约束或管理体制等原因，园区难以对这些电力设施进行优化改造。原本出于降低企业用电设施投入的目的，结果反而增加了后期用电成本。如果运行阶段缺少维护管理，后续还会出现电损较高、电能浪费等情况，进一步抬高入园企业用电成本。对于这类园区配电资产，过去就只能选择无偿移交给电网企业。如果能在管理体制作出相应调整，允许市场上专业配售电公司通过代管、租赁、收购或者混合所有制改造等方式，用市场化方式经营，不仅可以盘活存量资产，还能创造效益。如果能在园区建设之初通过特许经营方式引入社会资本建设配电资产，还能进一步减少政府财政资金投入。亟待建立降成本的市场机制按理说，降低用电成本是市场经济下企业内生的天然的诉求。通过调研发现，很多企业降低用电成本的效果有限，有的并不具备降低用电成本的能力，有的甚至主观意愿都不强烈。而反观发电行业，这么多年来，不论是传统的燃煤火电企业，还是风电和光伏行业，我们深切地感受到了不断降低生产成本的强烈诉求、实际行动和效果。两厢对比，主要差别就体现在市场意识及其发展水平上。随着的不断推进，企业节能及综合能源服务巨大的市场发展前景已逐步被关注。但客观地说，通过调研发现，企业现阶段取得的降成本效果，除了降电价以外，基本都是通过电网企业的服务实现的。在以电费收入或者过网费为收入来源的情况下，依靠电网企业来降低用电企业用电成本是缺乏长效激励机制的。在当前的电力产业组织结构和电力体制机制下，售电公司和节能服务企业还很难把服务延伸到企业内部，通过综合能源服务帮助企业降低用电成本。如何推动建立市场机制，用市场的方式服务企业降低用电成本，亟待解决。而这背后涉及到的更多是体制机制问题，也是此轮电力体制改革一项任重而道远的工作。综合起来，降低企业用电成本，不是单纯的降电价。一是企业层面，要增强降成本意识，通过自身挖潜，特别是通过市场方式和专业化服务降成本；二是电价层面，优化和政策，同时加强电网投资和成本监管，通过电价降成本，三是市场层面，打破市场壁垒，放开输电通道，允许水电参与市场，通过市场优化配置资源降成本；四是政府层面，加快推进电力体制改革和机制创新，为企业降成本创造良好的市场和政策环境。（备注：本文意在通过讨论，勾勒出降低企业用电成本的结构性因素，没有涉及到降成本有关的自备电厂、不合理收费、停电和用电质量、供用电领域灰色地带等方面带来的用电成本。）
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日-31日，2018中国分散式风电研讨会将在上海甸园宾馆举办。现特将会议相关信息公布如下：
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