售电侧改革

2024-09-15

售电侧改革（共3篇）（共3篇）

1.售电侧改革篇一

甘肃省售电侧改革试点工作实施方案(全文)国际电力网来源：深度能源观察作者：马建胜日期：2016-07-07

关键词：甘肃电力售电侧改革电改甘肃省售电侧改革试点工作实施方案(讨论稿)为深入贯彻落实中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)和中共甘肃省委办公厅、甘肃省人民政府办公厅《关于印发〈甘肃省电力体制改革实施方案〉的通知》(甘办发〔2015〕26号)文件精神，按照国家发展改革委、国家能源局《关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体〔2015〕2752号)要求，为有序向社会资本放开售电业务，加快培育多元售电主体，促进电力竞争性业务的公平竞争，进一步发挥电力工业对全省经济社会发展的支撑和带动作用，制定本实施方案。

一、指导思想

根据中央总体部署和我省电力体制改革的具体安排，结合省情实际，坚持市场化改革方向，按照“管住中间、放开两头”的体制框架，首先在试点区域内向社会资本开放售电业务和增量配网业务，培育售电侧市场竞争主体，激发市场活力，逐步推广到全省，促进我省能源资源优化配置和企业转型升级，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平。

二、基本原则

(一)坚持立足省情，务求实效。立足我省电力装机规模大，发电侧新能源占比高，用电侧工业占比高的实际，从售电侧改革入手寻求化解发展中问题和矛盾的办法和途径，促进甘肃工业结构转型升级。

(二)坚持市场导向，试点先行。选择基础条件好、改革意愿强的试点区域放开配售电业务，引入多元竞争主体，在售电侧形成市场化竞争，以竞争促进解决实际问题，发挥市场在电价形成中的决定性作用。

(三)坚持科学监管，有序推进。建立规范化的购售电交易机制和市场主体信用体系，对整个交易环节进行系统化监管，明确市场主体责任，规范市场主体行为，杜绝违法违规等不正当行为影响改革进程。

三、组织实施方案

选择易于开展工作，具有代表性的区域作为售电侧改革试点，逐步推广到全省。

(一)确定试点区域

我省售电侧改革首批试点单位以园区型企业(国家级新区、省级重点经济开发区及资源综合项目集聚区)为主，经过地方申报、省上甄选，确定兰州新区(含国家级兰州经济技术开发区、兰州高新技术产业开发区两个融合发展区域)、平凉工业园区和酒泉市瓜州资源综合利用产业园进行售电侧改革试点。

兰州新区位于甘肃省中部，是西北地区首个、我国第五个国家级新区，规划面积1700多平方公里，入驻企业1500多户，主要发展战略性新兴产业、高新技术产业、石油化工、装备制造、新材料、生物医药、现代农林业、现代物流仓储和劳动密集型产业等，2015年完成生产总值125.53亿元。已并网集中式光伏、屋顶光伏及小型分布式光伏电站合计容量10.6万千瓦。现有330千伏、110千伏、35千伏变电站1座、5座、5座，变电容量分别为216万、41.15万、5.79万千伏安。2015年总用电量3.98亿千瓦时，最大负荷18.55万千瓦。预计到2020年总用电量38.56亿千瓦时，最大用电负荷87.57万千瓦。

平凉工业园区位于甘肃省东部，是国家发展改革委在《陕甘宁革命老区振兴规划(2012—2020年》中确定的首个重点推进的产业集聚区。规划面积66.36平方公里，主要发展新型煤化工、新能源新材料、现代装备制造、商贸物流、特色农产品加工等产业，2015年，完成生产总值近20亿元、工业总产值36亿元、固定资产投资48.9亿元，入驻企业近500户。园区现有1座750千伏开关站、1座330千伏变电站、2座110千伏变电站、1座企业自用110千伏变电站。2015年园区总用电量约2亿千瓦时，用电负荷为4.17万千瓦。预计到2020年，年用电量达到10亿千瓦时，最大负荷约20.2万千瓦。

酒泉市瓜州资源综合利用产业园位于甘肃省西部，规划面积150.38平方公里，由北大桥装备制造与农副产品加工、柳园高载能和柳沟综合物流产业园区组成。2015年完成工业增加值16亿元、固定资产投资142亿元，入园企业173户。是酒泉市承接东中部产业转移示范区。瓜州县已投运风电场36个，风电装机并网645万千瓦。建成光伏发电场5个，光伏项目总装机容量130兆瓦。园区内建有750千伏变电站1座、330千伏变电站及升压站14座、110千伏变电站及升压站10座、35千伏变电站18座，输配电线路460公里。2015年用电量2.9亿千瓦时，预计到2020年，年用电量达到9.23亿千瓦时，最大负荷约19.26万千瓦。

(二)售电侧市场主体、运营机构及权责

1、电网企业

是指拥有输电网、配电网运营权、承担其供电营业区保底供电服务的企业，履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电基本责任。对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电;向市场主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等供电服务;保障电网公平开放，向市场主体提供输配电服务，公开输配电网络的可用容量和实际使用容量等信息。

当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的情况下，按照规定的程序、内容和质量要求向相关用户供电，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力的用户供电，按照政策规定收费。若营业区内社会资本投资的配售电公司无法履行责任时，由政府指定其他电网企业代为履行。

2、售电公司

售电公司分为电网企业的售电公司、社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司和不拥有配网运营权，不承担保底供电服务的独立售电公司。发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司。同一供电营业区内只能有一家企业拥有配电网经营权，并提供保底供电服务;同一售电公司可在多个供电营业区内售电;同一供电营业区内可有多家售电公司售电。

售电公司应以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。遵守电力市场交易规则及有关管理规定，严格履行购售电合同，承担保密义务，服从调度管理。

3、进入市场的电力用户电力用户是指进入甘肃省电力直接交易大用户准入目录的用电企业和除大用户以外政策允许进入市场的其他用电企业。

试点区域内符合市场准入条件的用户，具有自主选择权，可以直接与发电企业交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。

4、甘肃电力交易中心

甘肃电力交易中心是甘肃省电力市场业务的组织实施机构，不以营利为目的，在政府监管下，依照政府批准的章程和规则为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，履行电力市场交易管理职能，负责全省电力市场交易组织，并提供结算依据和相关服务。

(三)市场主体准入与退出

1、售电公司的准入条件。

(1)按照《中华人民共和国公司法》进行工商注册，具有独立法人资格。(2)符合国家配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》中售电公司准入条件中的资产要求。

(3)应至少拥有1名高级职称和3名中级职称的专职管理人员，拥有10名及以上掌握电力系统基本技术经济特征的专业人员，有供电服务、电能管理、节能管理或需求侧管理等相关电力业务3年以上工作经历。

(4)企业拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备和固定经营场所，具有用户管理、交易、结算等功能的技术支持系统，能够满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。

(5)企业财务状况良好、具备风险承担能力;信用记录良好，无不良金融、司法记录和不良经营记录，满足信用等级要求，未列入黑名单。(6)申请配电网经营权的售电公司应按照要求获取电力业务许可证(供电类)和供电营业许可证。

2、电力用户的准入条件。

按照《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》对电力用户准入条件规定执行。微电网用户应满足国家能源局《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》(国能新能[2015]265号)规定的接入系统条件。

3、市场主体准入程序

试点初期，试点区域的市州(兰州新区)发展改革部门在上报的试点实施方案中明确实施试点的售电侧主体，省发展改革委审核符合国家配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》中售电公司准入条件，即确认成为获得参与市场资格的市场主体。

条件成熟后，对市场主体资格实行注册制度，政府定期发布市场主体目录，不实行行政审批。市场主体对照准入条件，按照“一承诺、一公示、一注册、两备案”的程序，列入政府市场主体目录后即可获得参与市场资格，在甘肃电力交易中心注册后参与电力市场交易。承诺、公示、注册、备案应该遵循自主自愿、公平诚信、公开管理、科学监管的原则。

(1)符合准入条件的售电公司应向省发展改革委提交相关资料，主要包括：营业执照、法人身份证明、资产证明、从业人员资质、经营场所和设备、可提供购售电服务的财务状况、技术条件、信用情况等基本信息，同时做出履行购售电合同、遵守市场秩序、保障供电服务等义务的书面信用承诺。申请从事配电业务的售电公司要提供《电力业务许可证(供电类)》和《供电营业许可证》等相关材料。

(2)省发展改革委收到材料审核后，通过“信用中国网”和省发展改革委网站将售电公司信息、相关资料和信用承诺向社会公示15个工作日，公示期满无异议的售电公司纳入公布的售电公司目录，在上述网站全部公开，实行动态管理。

(3)注册登记：列入目录的售电公司向甘肃电力交易中心提出注册申请，交易中心应在10个工作日内完成注册。甘肃电力交易中心按月汇总市场主体注册情况，通过网上系统向省发展改革委、省工信委、甘肃能监办和征信机构备案。售电公司有关信息在甘肃电力交易平台公开。

(四)市场主体退出程序

1、市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定、严重违反市场秩序、不再符合准入条件要求、发生重大违约行为，恶意扰乱市场秩序、未尽定期报告披露义务、拒绝接受监督检查的，由省发展改革委、省工信委、国家能源局甘肃监管办组织调查确认，强制退出市场，有关法人、单位和机构情况记入信用评价体系，5年之内不得再进入市场。

2、售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应提前至少45天告知甘肃能监办、省发展改革委、省工信委、甘肃电力交易中心以及电网企业和用户等相关方。退出之前，售电公司应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜，否则不得再参与市场。

3、退出市场的售电公司，由省发展改革委在“信用中国”网和政府网站向社会公示，公示期满后无异议后在目录内删除;甘肃电力交易中心取消注册资格，收回相关证书函件，并在电力交易平台进行公告。

4、电力用户自进入市场之日起，原则上在3年内不得自行退出市场，否则对其用电价格给予一定的惩罚。电力用户无法履约的，提前45天书面告知电网企业、相关售电公司、甘肃电力交易中心以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。

四、交易管理(一)交易方式。

发电企业可采取双边协商交易、竞争交易或其他类型交易向具备直接交易资格的电力用户或售电公司售电。

售电公司可以采取向发电企业协商购电、通过竞争交易市场购电、向其他售电公司购电等多种方式在电力市场购电。

具备直接交易资格的电力用户参与电力市场继续按照《甘肃省2016年电力用户与发电企业直接交易实施细则》执行。在竞争交易过程中，可直接向发电企业购电或委托一家售电公司购电，不可两种兼有。

(二)交易要求。

参与市场交易的各方必须符合电力市场建设的有关要求，并到甘肃电力交易中心注册成为市场交易主体，按照经政府批准的市场规则开展电力交易，服从统一调度管理和市场运营管理。有关各方依法依规签订合同，明确相应的权利义务关系，约定交易、服务等事项。采取双边交易方式的买卖双方符合交易的有关规定，交易结果应报有关交易机构备案。

(三)交易价格。

市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金三部分组成。在我省未单独核定输配电价前，按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

(四)结算方式。

发电企业、售电公司、电网企业和用户根据有关电力交易规则，按照自愿原则签订合同。甘肃电力交易中心负责依据交易合同及执行结果，出具各种交易电量结算凭据证。电网企业负责收费、结算、归集交叉补贴、代收政府性基金，并按规定及时向发电公司和售电公司支付电费。

(五)保底服务。

为确保无议价能力和不参与电力市场的，以及参与电力市场后签约售电公司无法履约的用户，由电网企业提供保底供电，价格按照政府核定的目录电价或政府确定的定价规则执行;签约售电公司无法履约的用户，应选择新售电公司购电，否则将由提供保底服务的电网企业按照政府确定的价格执行，直至用户与新售电公司达成购电协议。

五、信用体系建设与风险防范(一)信息公开。

1、甘肃电力交易中心负责电力市场信息的管理和发布，并建立完善电力市场主体信息披露公示制度。市场主体成员有责任和义务按照要求，及时、准确和完整的提供信息，接受甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委的监管。

2、市场主体成员要按照规定要求，公示电力交易有关信息和征信机构的信用评级。市场主体对披露的相关信息有异议及疑问，可由甘肃电力交易中心组织相关责任方负责解释。

3、甘肃电力交易中心必须严格遵守信息公示制度，披露允许公开的信息，保障信息安全。因信息泄露造成损失的，由甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委等组织调查并追究责任。

(二)信用体系。

1、逐步建立电力市场主体的信用评价指标体系和电力市场信用评价制度，纳入全省社会信用体系建设统筹安排，促进电力市场中各类企业信用状况透明。

2、实行市场主体信息公示制度，加大失信行为信息公开力度，建立健全守信激励和失信惩戒机制，对于有违约、欠费、滥用市场操纵力等行为的市场主体，纳入不良信用记录。(本文来源：深度能源观察)同时根据有关规定与其他相关部门共享信息，实施联合惩戒。

3、政府部门可通过第三方征信机构参与电力市场主体信用评价工作，第三方征信机构定期向政府主管部门和甘肃电力交易中心报告市场主体信用评级和有关情况。

(三)风险防范。

强化信用评价结果应用，加强交易监管等综合措施，努力防范售电业务违约风险，探索建立银行授信、保函、保险等保障电费安全的风险防范机制，避免出现欠费、逃费现象。市场发生严重异常情况时，甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委可对市场强制干预。

(四)加强监管。

甘肃能监办、省发展改革委(能源局)、省工信委负责市场主体和交易机构市场行为的监管，建立完善的监管体系，及时研究、分析交易情况和信息以及公布违反规则的行为。

六、机制保障和组织实施

(一)加强组织领导。省电力体制改革工作小组统筹全省售电侧改革试点实施工作，省发展改革委(能源局)、省工信委、甘肃能监办、省电力公司等各司其职，加强协调，(本文来源：深度能源观察)特别要注重各项政策和发用电计划、输配电价等改革之间的进度和关系。

(二)落实具体责任。试点区域市州(兰州新区)发展改革部门负责具体落实售电侧改革的指导协调工作，及时了解并协调解决实施过程中出现的问题。甘肃电力交易中心负责及时与售电公司进行业务衔接，主动作为，支持售电公司尽快开展业务。

(三)加强宣传引导。加大对我省售电侧改革的宣传报道，及时发布改革信息和政策文件，做好政策措施解读工作，积极回应社会关切，确保售电侧改革在国家政策体系框架内顺利推进。

2.售电侧改革篇二

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及其配套文件已正式下发,标志着备受社会各界关注的新一轮电力市场改革开启。中央要求稳步推进售电侧改革,多途径培育市场主体,并专门发布了关于推进售电侧改革的实施意见,售电侧市场放开成为深化电力体制改革的重点任务之一[1]。售电侧放开将打破过去统购统销的模式,赋予用户自由选择售电主体的权力,亟需系统、深入研究国外典型国家售电侧放开的经验,为国内售电侧市场放开提供经验借鉴。

国外电力市场改革起步较早,目前整个电力市场进入了一个相对稳定的发展阶段[2,3],整体来看国外针对售电市场的研究主要集中在用户、分布式能源业主参与售电市场的竞价决策方法和理论[4,5,6,7],售电商购售电决策[8,9]及风险管理[10,11],以及市场主体竞价策略影响因素[12,13]等方面。国内针对售电市场的研究,集中在统购统销模式下售电市场分析与预测[14,15]、电网企业购售电决策分析[16,17]、供电企业购售电风险管控研究[18,19,20]、发电侧与售电侧运行联合优化模型[21]等方面,部分针对新一轮电力市场改革后市场竞争环境下售电业务发展方向进行了探索[22]。总体来看,国外售电市场已经进入一个相对成熟、平稳的发展阶段,中国正处于售电侧放开开始阶段,国外售电侧市场放开的成熟经验能够为国内售电侧市场放开提供重要经验借鉴,目前缺乏对售电侧市场放开国际经验的系统研究和分析成果。

本文首先研究售电侧放开的内涵,然后系统研究售电侧市场放开的国际经验,包括研究国外售电侧相关市场主体构成、售电市场运行机制、售电市场成效,其中售电市场运行机制包含售电市场准入机制、交易机制、保底供电机制、更换售电商机制、信用机制。最后,分析售电侧市场放开国际经验对中国的启示。

1 售电侧市场放开的内涵

售电侧放开是指在售电环节引入竞争,赋予用户自由选择权,具体包括两个方面[23]:① 放开用户自由选择权,允许用户自由选择售电公司;②构建多个售电主体,允许所有符合准入条件的企业逐步从事售电业务,形成多家售电格局。纵观世界各国的电力改革,虽然各国国情不同,改革路径不同,但是放开售电侧市场、赋予用户自由选择权,是电力市场化改革的核心内容之一。

国外售电侧放开的特征[24]为:①竞争性的售电业务与自然垄断性的输配电网业务分离(财务、法律、产权),售电环节价格放开;② 引入多个售电主体,赋予电力用户购电选择权,售电主体通过市场竞争为用户提供售电服务;③通过强化监管实现电网公平开放,并保证电网企业的合理收益。

2 售电侧市场放开国际经验

售电侧放开是一项涉及面广、工作量大的系统工程,核心是用户能够自由选择售电主体购电;途径是引入竞争性售电主体,逐步放开用户选择权;关键是建立售电市场运行机制;前提是发售侧市场价格放开管制,单独核定输配电价,建立相对完善的发电侧市场;重点保障机制包括电网公平开放、建立保底供电服务和电力普遍服务机制等。

2.1售电侧相关市场主体

1)售电主体

各国电力市场化改革模式不同,构建售电主体的模式也有所差异,通常分为两种模式:①引入独立售电公司,即在保持原配电企业继续从事售电业务的同时允许其他企业从事售电业务;②实行配售分开,即将售电业务与配电业务实施产权分离,禁止配电企业从事售电业务。

国外售电公司类型通常包括[25]:①改革前的原供电企业,如垂直一体化公司或配售一体化公司等,成立的售电子公司(如欧洲大部分国家)或售电部门(如日本);②拥有发电资产的售电公司,即发售一体公司(如德国的RWE、美国的FirstEnergy Corp和Southern Power);③电力、天然气等综合能源服务公司;④不拥有发电和电网资产的独立售电公司等。在售电市场中占据主体地位的售电公司多是与发电、电网和天然气等大型集团相关联的独立法人公司[26]。

2)放开选择权用户

从国际经验看,大部分国家都按照电压等级和用电容量,分阶段、从大用户开始逐步放开用户选择权,第一阶段放开市场份额多在30% 以内。目前,英国、法国等欧洲大部分国家,以及新西兰、澳大利亚已经放开了所有用户的选择权,日本开放范围扩大到全部用户的60%,美国约1/3的州放开全部用户选择权[27]。从具体路径来看,大部分国家都分阶段放开用户选择权,第一阶段基本上放开大工业用户,放开用户的市场份额在30%以内。国外用户选择权放开情况如表1所示。

2.2 售电市场运行机制

售电侧放开的国家和地区,在售电市场准入、保底供电机制、更换供电商机制、信用机制等方面,都建立了完善的售电市场运行机制。

2.2.1 市场准入机制

从国际经验来看,大多由国家监管机构负责审批,通常对售电主体的经济规模、技术水平、从业经验、财务信用状况等有一定要求。监管部门大多会每两三年就重新审核售电主体的准入资质。对于拥有发电、配电业务的市场主体从事售电业务,还会要求其售电业务与其他电力业务分开。

售电主体准入由国家层面的监管机构进行审批。英国电力监管机构、法国能源监管委员会、日本经济产业省等国家层面的监管机构负责对本国售电业务申请主体的审批。

在财务状况方面,大部分国家对售电主体的经济规模没有限制,但都要求财务状况良好。仅少数国家对经济规模有规定,例如,美国德克萨斯州要求售电主体或其担保公司有形资产净值不低于1亿美元[28];澳大利亚要求申请主体必须有足够的财力资源,能够合格履行零售商义务,要求申请主体提供过去12个月的财务报表或当前财务状况的其他证明材料[29]。

在信用状况方面,绝大部分国家都要求提供信用证明。例如,美国俄亥俄州要求售电主体提供穆迪、标准普尔或惠誉等几家信用评级机构提供的信用评级报告,并提供银行的担保承诺等[30]。另外,进入市场时要缴纳一定的保证金。美国德克萨斯州要求售电主体或其担保公司必须提供50万美元的信用保证金。法国和澳大利亚都要求售电公司向配电公司提交相当于未来一个月配电费用的保证金,澳大利亚缴纳保证金数额还与信用等级挂钩,信用等级越高缴纳的保证金越少。

在技术水平方面,大部分国家对从业经验、技术资质等有一定要求。美国德克萨斯州要求售电公司负责人和永久雇员具有至少15年的管理工作经验,公司风险管理人员拥有5年以上相关工作经验。澳大利亚要求申请主体提供能源零售业的从业经验、详细的商业计划、现有技术情况、风险管理策略等相关资料。

部分典型国家及地区售电主体准入条件如表2所示。

各国或地区监管机构多提供标准化的申请书模版,申请和审批快捷高效。售电业务标准化申请书模版对公司组建形式、未来目标客户群、业务内容等详细列举,供申请主体勾选。申请主体详细填写申请书,并按照审核资料清单提供相应的证明材料,包括公司主要管理人员信息、公司经营发展历史、售电业务服务章程、公用事业服务经验、申请人经济能力、近些年的财务报表等。监管机构受理申请后,在规定时期内进行审批和答复。

2.2.2 售电市场交易机制

在售电侧放开的国家,售电公司的核心业务是购售电交易,通常也从事与此相关的增值服务[27]。

1)售电主体购电

售电公司通过电力批发市场、双边交易等多种途径购买电力。售电公司购买电力一般有三种途径:①与发电公司签订双边交易合同;②参加电力批发市场;③向其他售电公司购买电力。售电公司参与批发市场是售电公司购买电力的一个重要途径。所有国家都允许售电公司从批发市场买电,售电公司参与批发市场必须满足该市场的准入条件,在审核合格之后成为市场成员,并缴纳一定的保证金和会费,但必须向售电公司支付保证金的单利,利率多由监管机构指定。

2)售电主体向用户售电

零售电价通常由售电公司和用户通过合同的方式确定,但当零售电价大幅上涨时,政府有权制定管制的零售价格或制定零售价格上限。终端销售电价通常由四部分组成:发电价格(上网价格或批发价格)、售电价格、输配电价、税费及其他费用。售电侧放开初期,零售电价是售电公司吸引用户的关键因素,售电公司逐渐开发出各种灵活方便的综合方案供用户选择,通过优化服务和付款方式提高吸引力。例如德国售电公司允许客户可通过选择每月转账、半年转账或年前预付等方式来获得不同程度的优惠;对于从其他售电公司转来的客户提供奖金;鼓励客户介绍客户加入获取资助等促销方式。澳大利亚的一些售电公司为用户提供固定期限合同和自由期限合同,固定期限合同的电价优惠力度大于自由期限合同[31]。美国售电公司的经验也大体相同。

随着售电侧市场竞争加剧,除了价格外,售电公司的竞争优势更多是根据用户需求进行定制服务,或进行产品和服务创新[32,33,34]。德国的一些售电公司为用户提供长期优惠电价保障,提供分时及组合电价,提供节能环保服务、绿色电力供应等产品和服务。美国德克萨斯州有54 家竞争性供电商,提供15个类别的322 种不同产品和服务。其中,Green Mountain Energy为德克萨斯州第一家可再生电力服务供应商,提供风电使用和投资计划。自2002年以来,Green Mountain Energy已吸引近50万用户,销售140GW·h电量。此外,美国企业电力储能解决方案公司Stem通过影响高峰用电来帮用户节约电费,通过与用户分享节能收益回收投资成本。美国家庭能源软件公司Opower向售电公司和家庭用户提供技术平台,辅助其了解能源使用情况,在接近能源使用目标时给出预警。

2.2.3 保底供电机制

从国际经验看,保底供电服务命名方式多样,含义偏重不同,如表3所示。

综合来看,保底供电服务商可概括为:当放开选择权的用户,在放弃选择权、原售电公司终止经营或由于各种原因无法找到售电商供电时,应由一家供电商承担最终供电责任,这家供电商被称为保底供电商。从国外来看,保底供电商通常由政府指定,绝大部分由原供电商承担。

国外多建立了完整的保底供电服务机制,明确保底供电服务的范围及启动条件、责任主体、权利义务、标准流程、价格机制等。

1)明确规定保底供电商启动保底供电服务的边界条件:通常因售电公司破产或交易双方因其他原因不能保证供电服务和供电质量时,启动保底供电服务。如英国政府确定原供电商无法继续承担供电服务时,将对保底供电商下达保底供电服务指令,保底供电商在不影响自己客户用电、保障电网安全的前提下必须履行保底供电义务。

2)明确规定保底供电服务标准工作流程和质量要求。英国制定了保底供电商启动保底供电服务的标准工作流程[35],包括:①告知该供电区用户原售电商无法继续供电,及停止供电时间;②告知用户默认供电商代为供电的起始时间;③告知用户也可选择该供电区域其他售电商;④ 告知电价可能变动;⑤告知会影响绿色电力用户;⑥告知将与用户签订购售电合同。美国售电放开的州大多明确保底供电商提供的保底供电服务内容及质量标准要求。

3)明确规定保底供电商提供保底供电服务的收费标准。①购电价格:从国际上来看,保底供电商大多按市场价格从市场购电,保底供电商购电方式受政府监管,要确保购电方案的经济性。有些国家和地区(如美国马萨诸塞州)还要求保底供电商购买一定数量的可再生能源电量。②售电价格:售电价格的确定一般有三种模式。模式1为按政府制定的管制电价(如法国,对于放弃选择权的用户);模式2为政府根据市场电价、保底供电商成本核定一个相对稳定的保底供电价格,以年度(或半年)为单位滚动调整(如美国马萨诸塞州每半年调整一次,而缅因州则按年度进行调整);模式3为保底供电商根据成本自主确定保底供电价格,政府制定价格上限(如英国、美国弗吉尼亚州和哥伦比亚特区等)。③补偿机制:英国、美国、澳大利亚等国均对保底供电价格有严格规定,会适当考虑保底供电商成本的增加(因增加购/售电量而付出的边际成本、临时购电所造成的损失),但要求保持在合理范围内。如英国规定,如保底供电商回收电费不能弥补成本,其有权力向政府提出赔偿申请。若申请获得通过,这部分赔偿将由营业区域内所有配电商共同承担。

2.2.4 更换售电商机制

售电侧放开的国家,大部分都本着便捷、免费的原则,通过立法、建立标准化的售电商更换服务流程来保障用户或其所属售电公司更换供电商的权利。

1)都以易于推行、经济高效、规范化为原则,建立供电商更换的启动/结束标准服务流程。例如欧洲电力和天然气监管委员会(The European Regulators’ Group for Electricity and Gas,ERGEG)就对用户更换售电商的选择权予以立法保护,要求更换售电商的流程必须简洁、经济高效、规范,更换周期要尽可能短[36]。

2)配电网运营机构承担主要工作。在许多国家,用户或其售电商只需向新供电商提出更换供电服务申请,并签署更换供电商确认函。往往由配电网运营机构负责接下来的技术审核和新旧供电商间电量切换的管理协调工作。

3)不同国家更换供电商所提供的信息不尽相同。例如在法国、英国、奥地利等国家,如果计量设施可以通过用户的姓名和地址唯一确认,那么用户只需提供姓名、地址、与新售电商签订的购售合同和更换售电商确认函即可,不必与前供电商解除供电合同。在西班牙为了更换供电商需要更多的信息,包括姓名、地址、客户ID、计量点ID、合同代码、合同类型和特点、计控装置所有者。

2.2.5 信用机制

为了降低市场的整体风险,售电公司参与竞争性市场必须满足市场的信用要求。

部分国家在售电主体申请从事售电业务时,要求满足一定的信用要求。如:英国监管机构为了降低售电公司欠费的风险,要求售电公司在申请许可证时必须提交银行担保的信用证或者一定的安全保证金;美国俄亥俄州要求售电主体提供穆迪、标准普尔或惠誉等几家信用评级机构提供的信用评级报告,并提供银行的担保承诺等[37];美国德克萨斯州要求售电主体或其担保公司必须提供50万美元的信用保证金。

在交易过程中,部分国家构建了财务信用风险防范机制。例如:法国和澳大利亚都要求售电公司向配电公司提交相当于未来一个月配电费用的保证金,澳大利亚缴纳保证金数额还与信用等级挂钩,信用等级越高缴纳的保证金越少,澳大利亚还要求任何时间保证金账户的账户余额都必须不小于未来一个月配电费用的保证金,如果少于保证金额的90%并持续超过10个工作日,将撤销其售电资格;英国为了降低用户欠费的风险,交易之前监管机构也允许售电公司向一些特定的用户收取安全保证金。

2.2.6 风险管理机制

从国际经验来看,售电侧放开情况下,售电公司多通过电力批发市场、远期合约交易、电力金融期货交易规避现货市场购电价格波动风险。同时,针对不同类型的用户,提供灵活的售电合同,包括分时电价、尖峰电价、实时电价等。对于实时电价合同,还会配套提供相应的套期保值策略方案选择,如允许用户仅选择一部分的电力负荷以实时电价结算,其余部分以分时电价结算等。售电主体的购售电方式灵活,售电公司及电力用户也采取多元化风险管理策略,售电公司确保以相对较低的零售电价吸引用户的同时,不致产生亏损。如澳大利亚许多售电公司通过差价合约交易、掉期合同等金融交易规避购电价格波动风险,同时针对用户提供“峰谷电价+阶梯电价”的电价合同,在峰谷电价基础上对用户高峰时段的用电进一步实行阶梯电价,减少用户在高峰时段用电。

2.3 售电市场成效

1)大工商业用户更换供电商的比例较高,而居民用户的比例相对较低

法国和日本垂直一体化的电力公司,其市场份额受竞争影响不大,用户较少更换供电商。法国电力公司(EDF)售电市场份额达82.4%,独立售电公司所占市场份额仅为13.3%,只有7.4%非居民用户和5.4%居民用户更换了供电商[38]。日本十大电力公司所占市场份额达93.9%,独立售电公司(PPS)的市场份额仅为6.1%[39]。美国售电侧放开的18个州中13个州大工商用户更换供电商的比例在80%以上,但居民用户行使购电选择权的比例普遍不高[40]。在欧盟范围内,在完全实现自由化的国家中,居民用户更换供电商比率平均为8%;对于至少部分用户实施管制电价的国家,平均更换率为6.5%,具体如表4所示。

2)发电、燃气等企业组建的售电公司逐渐成为售电市场主力

在国外的售电侧放开初期,市场上存在一些仅从事售电业务的公司(经纪人公司),它们受各种因素制约,生存较为困难。大部分售电公司都是依托于发电、天然气等公用事业企业。从发展趋势来看,发售一体化公司逐渐占据了市场主要份额。如英国六大发配售一体化公司售电市场份额达到87%以上[26],新西兰五大发售一体化公司售电市场份额达到97%[41]。

3)售电侧放开给原供电企业带来竞争压力,促使其提高服务质量

售电侧放开后,随着新的售电主体不断进入,给在位的供电企业带来持续竞争压力,促使其降低成本,提高效率,改进服务方式,提升服务质量。如:EDF为不同用户提供差异化服务,根据用户性质在能源效率诊断、能效方案等方面制定不同的服务目标和服务策略;通过更新电话接听、信息服务等服务平台,利用大数据挖掘用户价值以制定差异化服务策略;通过与电气设备制造商、新能源等社会组织开展广泛合作,扩大业内影响力,积极参与售电市场竞争。日本东京电力则采取了为用户提供多元化电费菜单,通过电气设备的应用推广、发起厨房革命等开发新的服务内容,开拓新的用电市场和用电需求。

3 国际经验对中国的启示

充分吸取国外电力市场建设的经验教训,结合新形势重新认识中国国未来售电侧市场放开的模式和路径,促进中国电力市场有序发展。结合国外经验,未来国内售电侧市场建设应着重考虑以下问题。

1)售电侧市场放开坚持立法先行

售电侧放开是一项复杂的系统工程。为确保改革取得实效,中国售电侧放开过程中,需要合理确定近、中、远期的改革重点和预期目标,通过修订《电力法》充分凝聚共识,同时落实9号文[1]精神制定相关配套政策法规,统筹考虑经济发展水平、市场基础等差异以及改革措施的可行性,在确保安全稳定的基础上,依法扎实、稳步推进改革。

2)坚持试点先行,超前开展改革试点成效评估研究

在试点的基础上,超前开展改革试点成效评估研究,为下一步全面推广奠定基础。超前研究电力改革试点成效评估方法和指标体系,对试点市场的公平开放、竞争程度、市场秩序及实施效果等进行全面评估。根据评估结果,进一步完善市场规则和市场机制,为电力改革的平稳推进奠定基础。

3)逐步培育市场化售电主体

从国际经验来看,世界各国普遍明确售电主体准入条件。大多数国家对售电主体从业经验、经济规模、技术资质均做出明确要求;大部分国家要求提供指定评级机构提供的信用证明,部分国家(地区)还要求缴纳一定的保证金,美国德克萨斯州要求售电主体或其担保公司须提供50万美元的信用保证金,逐步培育市场化售电主体。考虑到中国售电侧放开初期,监管机制、信用体系等尚不完善,为了充分保障用户服务质量,应对售电主体的经济规模、技术资质、信用水平、从业经验等准入条件做出明确规定和要求,同时还应兼顾国家节能产业政策和环保政策要求,逐步培育市场化售电主体。

4)逐步建立市场环境下电力普遍服务实施机制

售电侧放开直接关系到广大电力用户的安全可靠用电和优质高效服务。售电侧放开推进过程中,政府要配套出台解决交叉补贴、实施普遍服务等相关政策,确保电网企业更好地履行默认供电商职责。

5)建立售电侧改革实施中的信用、垄断等风险防范机制,确保售电侧改革有序推进

从国际经验来看,为了防范经营过程中的市场违约风险,部分国家要求提交交易保证金,如法国和澳大利亚就要求售电公司提交不少于未来一个月配电费用的保证金;大部分国家会通过零售电价的波动来监控市场的运行,对于电价波动幅度超出合理阈值的情况,会分析成因并对市场成员不合规行为予以处罚;同时,监管机构日常会加强对发售一体、配售一体经营售电主体的监管,避免形成垄断地位使用市场力获得不合理收益,以确保市场公平竞争,保障售电侧改革能有序推进。

对中国来讲,应建立售电侧改革实施中的信用体系,包括建立信息公开机制,建立各类市场主体的信用记录,对违法失信行为予以公示;依据企业市场履约情况等市场行为建立市场主体信用评价制度;建立黑名单制度,对于严重违法、违规且拒不整改的市场主体,要列入黑名单并执行严格的行业禁入措施。

加强对市场垄断的监管,防止发售一体、配售一体经营的售电主体利用垄断地位限制用户选择权,防止通过使用市场力影响售电市场秩序并获取不合理收益,通过强制信息披露、罚款、调整限价等多元化监管手段,加强有效监管,引导售电市场健康发展,确保售电侧改革有序推进。

提高市场主体风险管理能力。随着市场交易品种的丰富和完善,购电主体应提高市场意识,通过金融手段等提高自身抵御电价波动风险的能力;售电主体应通过灵活的价格策略降低自身的经营风险,同时加强客户欠费等风险的预警体系建设。通过提高风险管理能力,保障市场主体的可持续发展能力。

6)充分发挥两大电力交易中心作用

从国际经验来看,构建跨区跨国大范围电力市场成为发展趋势之一[2]。北京、广州电力交易中心已挂牌成立,未来售电侧改革过程中,要注重发挥两大电力交易中心职能,通过两大交易中心开展跨区跨省交易,扩大市场交易范围,保障省电力市场供需平衡,提高省电力市场的竞争强度和市场活跃度,促进资源大范围优化配置、防范局部市场力。

4 结语

新电改方案明确改革路径和重点任务,核心是构建有效竞争的电力市场体系,售电侧放开是市场建设的关键,亟需从顶层设计到具体机制、从建设路径到实施重点开展系统研究。在借鉴国际成熟经验的基础上,结合中国国情、具体电情,具体开展试点工作。试点过程中要注意以下问题。

1)售电侧放开要与其他改革任务协调。售电侧放开不是一项孤立的改革,与输配电价、发用电计划放开、电力市场建设等改革任务紧密联系,因此,售电侧放开改革试点应与输配电价、发用电计划放开、电力市场建设协调推进,以便更好地统筹电力市场健康持续发展、公平有序竞争等诸多因素,同时兼顾市场各主体共同利益诉求,保障改革顺利推进。

2)售电侧放开要以保障用户选择权为核心。售电侧放开的核心是放开用户选择权,允许用户自由选择售电主体。通过公平开放电网、完善交易品种等,为售电公司自由购售电和用户自由购电创造条件;通过引入多元售电主体,创新用户服务内容和服务模式,满足不同用户的差异化用能需求;有效防范售电环节的新型垄断,保障用户更好行使选择权,确保售电侧改革平稳、有序推进。

3)构建售电侧改革试点有序运营机制。构建包含市场规则设定、试点运行效果评价、试点关键问题及解决措施三个方面的售电侧改革试点有序运营机制,动态改进售电侧改革试点运行,随时发现问题、解决问题,为售电侧改革的全面铺开、新一轮电力市场改革的全面推进积累经验。

4)注重发挥两大交易中心积极作用。两大交易中心的成立为市场主体提供公开透明、高效便捷的交易平台和交易场所,能够保障局部地区电力的供需平衡,积极防范市场主体利用市场操纵力侵害其他市场主体利益,积极引导符合条件的市场主体进入两大交易中心交易,能够为电力市场的平稳有序发展创造条件。

摘要：售电侧市场放开是中国新一轮电力体制改革的重点任务之一,系统研究国外售电侧市场放开的经验,对于国内售电侧市场放开具有重要借鉴意义。文中对国外售电侧市场主体进行了归纳分析,研究了售电市场准入机制、交易机制、保底供电机制、更换售电商机制、信用机制等售电市场运行机制,研究分析了售电市场的发展趋势。结合国外经验,提出未来中国售电侧市场建设应着重考虑售电侧市场放开,坚持立法先行;坚持试点先行并超前开展改革试点成效评估研究;逐步培育市场化售电主体;逐步建立市场环境下电力普遍服务实施机制;建立售电侧改革实施中的信用、垄断等风险防范机制,加强市场主体风险管理能力建设;注重发挥北京、广州电力交易中心积极作用,确保售电侧改革有序推进。