2018年一季度電改政策梳理，與售電有關的竟然有這麼多！
自從2015年新一輪電力體制改革拉開帷幕後，經過兩年多的推進，一系列「啃硬骨頭的改革」工作陸續推開，電力市場建設、輸配電價改革、售電側改革、電力交易機構組建和規範運行、有序放開發用電計劃、開展電力現貨市場建設試點等都取得重要進展和積極成效，成就令人矚目。
2017年電力體制改革步入實操階段，綜合試點和專項試點進一步擴圍，各項改革舉措以點帶面全面鋪開，形成了綜合試點為主，多模式探索的新格局。輸配電價改革成為新一輪電改以來首個全面完成的專項改革。增量配網、售電、電力現貨市場等關注度和積極性最高的領域迎來重要進展。市場化交易規模持續擴大，市場主體更多元，交易方式更靈活。目前，全國大部分省份開展了售電側改革，建立了初步的電力市場。
2018年，我國電力體制改革持續向縱深推進，改革紅利持續釋放。今年政府工作報告提出，降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%，減輕一般工商業電價負擔。據了解，相關部門召開會議對相關工作進行部署，將採取綜合措施實現降價，主要為調整輸配電價、落實清費政策和對沖降價等三類，將在4月和7月分批落地。2018年以來，我國電力體制改革加速推進，國家發改委、能源局等及各地電改文件持續發布，為新一年的電改工作定下基調。小編經過仔細梳理，發現1-3月涉及售電行業的文件有59條之多。
（註：本文整理為政策要點，如需完整版請見文末）
一起跟隨小編回顧一下這些重磅文件~~
國家級：增量配電成為重點關注
一季度國家發改委、能源局一共發布了13個文件，涉及增量配電、分散式發電市場化交易、電力系統調節能力、可再生能源電力配額、發電權交易等，其中涉及增量配電的文件有3個。
國家能源局關於開展分散式發電市場化交易試點的補充通知：鼓勵分散式發電項目與電力用戶進行電力直接交易
國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司發布了《關於開展分散式發電市場化交易試點的補充通知》，通知中稱，分散式發電市場化交易有三種可選的模式，分散式發電項目與電力用戶進行電力直接交易的模式;分散式發電項目單位委託電網企業代售電的模式;電網企業按國家核定的各類發電的標杆上網電價收購併在110千伏及以下的配電網內就近消納的模式。
區域電網輸電價格定價辦法、跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法、地方電網和增量配電網配電價格指導意見印發
「兩辦法一意見」的出台，標誌著我國已經建立了覆蓋跨省跨區輸電工程、區域電網、省級電網、地方電網、增量配電網的全環節輸配電價格監管制度框架，輸配電價改革成為中發﹝2015﹞9號下發以來首個全面完成的專項改革任務。「兩辦法一意見」，是建立輸配電價監管體系的重要依據，是指導制定相關價格水平的基本規則，是實現政府對壟斷行業有效監管的重要基礎。「兩辦法一意見」的出台，將有利於促進全國統一電力市場建設，有利於促進清潔能源在更大範圍內消納，有利於促進東、西部電網均衡發展，有利於促進地方電網和增量配電網的健康發展。
電網經營行業產品成本核算制度印發：有配電業務的售電公司參照執行
國家財政部日前印發了《企業產品成本核算制度——電網經營行業》的通知，通知中稱，為了貫徹落實《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)，規範電網經營行業產品成本核算，促進電網經營企業加強成本管理，滿足國家輸配電定價核定和監審需要，根據《中華人民共和國會計法》、企業會計準則、《企業產品成本核算制度(試行)》等有關規定，財政部部制定了《企業產品成本核算制度——電網經營行業》，自2019年1月1日起在電網經營企業範圍內施行，有配電業務的售電公司，其配電業務參照執行。
國家發改委關於核定區域電網2018—2019年輸電價格的通知發布
國家發改委印發了《關於核定區域電網2018—2019年輸電價格的通知》，通知中規定了華北、華東、華中、東北、西北區域電網首個監管周期(2018年1月1日—2019年12月31日)兩部制輸電價格水平，其中：電量電價隨區域電網實際交易結算電量收取，由購電方承擔;容量電價隨各省級電網終端銷售電量(含市場化交易電量)收取。西北區域電網中，新疆電量電價為0.02元/千瓦時，容量電價為0.0014元/千瓦時。區域電網容量電價作為上級電網分攤費用通過省級電網輸配電價回收，不再向市場交易用戶收取;若首個監管周期未納入省級電網輸配電價，則需向市場交易用戶單獨收取。
積極推進跨省跨區電力市場化交易。通過跨省跨區專項工程參與電力市場交易的用戶，其購電價格由市場交易價格、送出省輸電價格、區域電網電量電價及損耗、落地省省級電網輸配電價(含線損和交叉補貼)和政府性基金及附加組成。
能源局2018年能源工作指導意見發布：以電改為重點 推動新疆、內蒙古等地區能源綜合改革
國家能源局發布了《關於印發2018年能源工作指導意見的通知》，通知中稱，深入推進電力體制改革。持續完善中長期電力交易機制，進一步推進電力輔助服務市場建設，積極穩妥推進電力現貨市場建設試點，規範電力市場交易行為，加快推進配售電改革，完善增量配電業務改革試點配套政策，加強售電側市場規範與引導，提高電力市場化交易比重，進一步降低企業用能成本。以電力體制改革為重點，推動新疆、內蒙古等地區能源綜合改革。
電力體制改革試點。大力推進第一批106個、第二批89個增量配電業務改革試點，啟動第三批增量配電業務改革試點工作。推動南方(以廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區電力現貨市場建設試點。持續推進電力輔助服務市場專項試點工作。有序推進分散式發電市場化交易試點工作。
增量配電業務配電區域劃分實施辦法發布：一個配電區域內只有一家售電公司擁有配電網運營權
3月20日，國家發改委、國家能源局官網上同時公布了《增量配電業務配電區域劃分實施辦法(試行)》的通知，通知中對增量配電業務配電區域做出了明確界定。增量配電業務配電區域是指擁有配電網運營權的售電公司向用戶配送電能，並依法經營的區域。
通知中確定了配電區域的唯一性、區域性和一致性：
唯一性：在一個配電區域內，只能由一家售電公司擁有該配電網運營權。
區域性：配電區域原則上應按照地理範圍或者行政區域劃分，應具有清晰的邊界。
一致性：配電區域劃分應與國家能源政策相銜接，原則上應與國家發改委、能源局公布的各類能源示範項目中已包含增量配電業務並明確了供電範圍的須保持一致。
分散式發電管理辦法(徵求意見稿)發布：可與電力用戶直接交易 也可委託電網企業代售電
國家能源局綜合司發布了關於《分散式發電管理辦法(徵求意見稿)》意見的函。本辦法適用於對象包括但不限於一下分散式發電方式：分散式儲能設施，以及新能源微電網、終端一體化集成功能系統、區域能源網路(能源互聯網)等能源綜合利用系統。
辦法中要點如下：
1) 分散式發電接網電壓等級在35 千伏及以下的，裝機容量不超過2 萬千瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷後不超過2 萬千瓦);接網電壓等級在110 千伏(或66 千伏)的，裝機容量不超過5 萬千瓦且在該電壓等級範圍內就近消納。
2) 省級能源主管部門會同有關部門，組織地級市或縣(市)級能源主管部門編製分散式發電發展規劃，將分散式發電納入當地能源和電力發展規劃，所在地區電網企業配套制定分散式發電接入配網規劃。
3) 鼓勵企業，專業化能源服務公司和包括個人在內的各類電力用戶投資建設並經營分散式發電項目，豁免分散式發電項目業務許可。
4) 分散式發電項目根據各類分散式發電特點和相關政策，既可與電力用戶進行電力直接交易，也可委託電網企業代售電，也可採用全額上網方式。
5) 推薦綜合能源服務，構建用戶側智慧用能新模式：培育虛擬電廠、負荷集成等新型市場主體，建立合理的靈活性資源補償機制;鼓勵提供更多差異化能源商品和服務方案，拓展智慧用能增值服務新模式;鼓勵發展第三方運維主體，培育分散式發電運維產業。
電力系統調節能力的指導意見發布：大力推進售電側改革 鼓勵售電公司制定靈活的售電電價
國家發改委、國家能源局聯合發布了《電力系統調節能力的指導意見》，意見中稱，加快電力市場建設，大幅度提高電力市場化交易比重，建立以市場為導向的促進新能源消納的制度體系。逐步建立中長期市場和現貨市場相結合的電力市場，通過彈性電價機制釋放系統靈活性。研究利用市場機制支持儲能等靈活調節電源發展的政策，充分反映調節電源的容量價值。在電力現貨市場建立之前，通過峰谷電價、分時電價等價格機制，支持電力系統調節平衡。大力推進售電側改革，鼓勵售電公司制定靈活的售電電價，促進電力消費者與生產者互動。以北方地區冬季清潔取暖為重點，鼓勵風電企業、供暖企業參與電力市場交易，探索網、源、荷三方受益的可持續發展機制。
可再生能源電力配額及考核辦法：電網、配售電企業、直購電用戶等承擔配額義務
國家能源局綜合司發布了關於徵求《可再生能源電力配額及考核辦法(徵求意見稿)》意見的函，承擔配額義務的市場主體包括省級電網企業、其他各類配售電企業(含社會資本投資的增量配電網企業)、擁有自備電廠的工業企業、參與電力市場交易的直購電用戶等。同一省級區域內的各類市場主體承擔同等配額指標，並公平參與可再生能源電力市場交易。
電力交易機構應保障可再生能源電量和其他種類的電量享有公平交易的權利，指導市場主體優先開展可再生能源電力交易，組織開展可再生能源消納專項交易。
計入可再生能源電力配額的可再生能源電力消費量包括：從可再生能源發電企業直接購入並在本主體經營區覆蓋範圍內消納的可再生能源電量;可計量的自發自用(全部或部分)可再生能源電量;從其他售電主體購入並消納的可再生能源電量。向其他各類市場主體售出的可再生能源電量計入購入企業，不再計入售出企業。
對於未完成配額指標的市場主體，核減其下一年度市場交易電量，或取消其參與下一年度電力市場交易的資格。
關於進一步促進發電權交易有關事項的通知(徵求意見稿)發布：鼓勵清潔能源發電機組參與交易
《關於進一步促進發電權交易有關事項的通知(徵求意見稿)》，通知中稱，現階段發電權交易是指發電企業將優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易等合同電量，通過雙邊協、商、集中競價、掛牌等市場化方式向其他發電企業進行轉讓。
電網企業應保障輸配電設施的安全穩定運行，為市場交易主體提供公平的輸配電服務和電網接入服務，按規定收取輸配電費。
符合國家產業政策和相關規定的各類發電企業均可參加發電權交易。在風電、光伏發電、水電等清溪能源消納困難地區，鼓勵上網有困難的清潔能源發電機組將合同電量轉讓給其他清潔能源發電機組替代發電。
《關於進一步推進增量配電業務改革的通知(徵求意見稿)》
國家發改委發布了《關於進一步推進增量配電業務改革的通知(徵求意見稿)》，進一步明確了存量和增量的範圍，電網企業已經獲項目核准，但在核准文件有效期內未開工建設，視為增量配電項目。鼓勵電網存量資產參與增量配電業務改革試點，鼓勵增量配電項目業主在配電區域依託資源條件和用能需求建設分散式電源，增量配電項目業主擁有配電區域內與電網企業相同的權利，並切實履行相同的責任和義務。
區域政策：跨省、省間綱領性文件出爐
在區域政策方面，一共發布了三個文件，都是與電力交易有關。其中省間電力中長期交易實施細則於2018年2月起試運行，而南方區域跨區跨省電力交易監管辦法則標誌著南方區域省間電力交易監管和行政執法工作邁出了新的步伐。深化京津唐電網電力中長期交易通知里稱要深入研究售電公司等新型市場主體的參與機制。三個區域性的電力交易文件的發布，可謂是跨省、省間交易的綱領性文件。
省間電力中長期交易實施細則(暫行)發布：2018年2月試運行
細則中對市場成員、市場准入和退出、交易品種及組織方式、交易基本要求、年度交易組織、月度交易組織、價格機制、合同管理、偏差電量結算及考核等做出了明確的規定。
發電企業准入條件：發電企業可委託電網企業代理參與省間交易， 其中小水電、風電 、光伏發電等可再生能源企業也可委託發電企業代理，委託必須簽訂委託協議。自備電廠暫不參與省間交易。
電力用戶：列入省(市、自治區)政府市場交易主體動態目錄。符合國家和地方產業政策及節能環保要求， 落後產能、違規建設和環保不達標、違法排污項目不得參與。委託電網企業、售電公司代理參與省間交易的電力用戶 ，委託必須有委託協議。
售電公司：完成電力交易平台註冊手續，並列入所在省准入售電公司名單。
省間交易按照交易標的分為省間電力直接交易、省間外送交易和省間合同交易。優先發電電量現階段視為廠網雙邊交易電量，簽訂廠網間購售電合同，納入省間電力中長期交易範疇，以合同方式予以保障執行，其全部電量交易、執行和結算均需符合本細則相關規定。
允許售電公司代理電力用戶參加市場交易，符合準入條件參加省間交易的電力用戶在同一時期內可自行或僅委託一家售電公司參與省間交易。
深化京津唐電網電力中長期交易通知發布：有序開展中長期交易 深入研究售電公司等新型市場主體的參與機制
京津唐電網是歷史形成的統一電網，長期以來統一運行、統一平衡，承擔著保障首都電力供應安全的重要責任。市場化交易堅持「統一交易規則、統一組織實施、統一安全校核」的原則，以實現市場機制穩步深化的同時確保京津唐電網安全穩定運行。
通知中強調，有序開展中長期交易，深入研究售電公司等新型市場主體的參與機制，逐步規範售電公司市場行為。
《南方區域跨區跨省電力交易監管辦法(試行)》
辦法為依法依規對新一輪電改以來組建的區域交易機構實施監管奠定了堅實基礎，標誌著南方區域省間電力交易監管和行政執法工作邁出了新的步伐。
《監管辦法》立足監管機構「三定」方案賦予的職責和現行電力監管法規規章，堅持「法無授權不可為，法定職責必須為」的原則，重點對相關方遵守國家批准的交易規則情況實施監管。《監管辦法》包括總則、監管內容、監管措施和法律責任等內容。將南方區域跨區跨省交易監管涉及的成員分為市場交易主體、電力交易機構、電力調度機構和電網企業四個類別，並根據各自在市場交易中扮演的角色，分別明確了各自的監管內容;同時，根據《電力監管條例》和電改系列文件規定，明確在監管工作中可以採取信息報送、爭議調解、信息系統接入、現場檢查、監管通報、責令改正和信用聯合懲戒等監管措施，對相關違規行為可以進行行政處罰。
規模空前 全國2018年14個省市交易規模9630億千瓦時
一季度，共有7個省份發布了電力交易規模的文件，其中福建600億千瓦時規模、安徽580億千瓦時、四川550億千瓦時、遼寧870億千瓦時、河北南部電網440億千瓦時、江西240億千瓦時、廣西330億千瓦時，冀北也於4月3日發文，公布了300億千瓦時的直接交易規模。加上2017年末6省市發布的電力直接交易規模(江蘇省：1900億，廣東省：1600億千瓦時，山東省：1300億，山西省：650億，上海市：150億，黑龍江省：120億)，至此，全國已公布的電力直接交易規模達到9630億千瓦時!另外，京津唐公布了二季度電力直接交易規模為111.32億千瓦時，江蘇也在有序放開發用電計劃工作方案中公布了2017-2019年交易電量規模1300-3000億千瓦時。
福建2018年電力市場交易總體方案敲定：規模600億千瓦時
2018年福建省市場交易電量規模在600億千瓦時左右，市場交易總體按照年度雙邊協商直接交易和月度競價或掛牌交易方式安排。
市場主體准入方面：
電力用戶：全省電網覆蓋範圍內(包括直供區和躉售區)，符合產業和環保政策，電壓等級10KV及以上、2017年購電量1000萬千瓦時及以上的工業企業，2017年新投產的用戶月均購電量應達到80萬千瓦時及以上。
發電企業：單機容量30萬千瓦及以上統調燃煤發電機組(含熱電聯產)、核電機組及單機5萬千瓦及以上具備調節能力的水電機組和總裝機10萬千瓦以上的水電企業、統調陸上風電機組。
售電公司：通過註冊公示並且簽約交易電量達到2000萬千瓦時及以上。
安徽2018年電力直接交易總規模將在580億千瓦時
2018年直接交易規模為580億千瓦時，其中雙邊交易規模為450億千瓦時，年度集中交易規模70億千瓦時，月度集中交易規模60億千瓦時。
在通知中提到，同一投資主體控股的售電公司，全年合計成交電量控制在60億千瓦時以內。
廣西《2018年廣西電力市場交易實施方案和實施細則的通知》：330億千瓦時
2018年開展年度、月度市場交易，市場交易電量規模達到當年全區全社會用電量的20%以上，即330億千瓦時左右，視市場情況調，適時組織水電、光伏、風電等參與市場交易。其中，年度長期協議交易規模約280億千瓦時，月度交易規模根據市場情況及年度交易剩餘電量靈活安排。
四川2018年省內電力市場化交易實施方案發布：規模550億千瓦時
四川2018年直接交易電量規模在550億千瓦時左右，留存電量規模95億千瓦時。市場化方案包括直接交易、富餘電量交易、留存電量交易。
四川2018年直接交易用戶共有1459家。電力用戶一旦確定參與市場，當年內不得退出市場，無論是否有交易成交電量，全部用電量按市場機制定價結逄，不再執行目錄電價。電力用戶選擇通過售電公司參與市場的，其全部市場化電量只能通過一家售電公司進行交易，且不得再與發電企業直接交易。
留存電量交易：留存電量原則上應明確參與發電企業、電力用戶各水期計劃，在水期計劃範圍內確定分月計劃。留存電量只能在本市(州)範圍內轉讓。相關市(州)供電公司每月25日前向四川電力交易中心提交次月各相關電廠留存電量計劃，四川電力交易中心納入交易計劃安排。
富餘電量交易：用電企業在富餘電量政策實施期間超過基數的部分為富餘電量，富餘電量按月度進行結算。實施時間為2018年6-10月。富餘電量通過月度複式競價撮合交易方式實施。
遼寧2018年交易規模公布：870億度
遼寧今年的交易規模擴大至全省工商業售電量的60%以上(2017年為40%)，預計達到870億千瓦時!這樣的市場規模已然不小，其中跨省交易規模暫時安排為230億千瓦時，也就是說省內交易規模也有640億千瓦時!
440億千瓦時 河北南部電網2018年電力直接交易規模敲定
2018年度河北南部電網交易總規模為440億千瓦時(用戶側，折算髮電側為490億千瓦時)，其中年度交易390億千瓦時，月度交易50億千瓦時。
年度交易規模含跨省跨區交易35億千瓦時，山西送河北長協之外、蒙西、西南水電、京津唐作為跨省跨區的網間電量(含增量部分)，參與河北南網的電力直接交易。
江西省2018年度電力直接交易規模敲定：240億千瓦時以上 偏差考核±5%
2018年江西直接交易電量規模不低於240億千瓦時，同比增長60%以上，電力用戶、售電公司與發電企業直接交易合同電量允許偏差不超過±5。
電力用戶為35千伏及以上電壓等級，省級以上工業園區、國家級增量配電業務改革試點區域及省級售電側改革試點區域10千伏電壓等級電力用戶。
二季度京津唐地區電力直接交易規模111.32億千瓦時
二季度京津唐地區電力直接交易規模為111.32億千瓦時，交易時間為2018年4月1日至2018年6月30日。通過售電公司購電的冀北電力用戶，用戶側電價還需疊加購電服務價格。
電力中長期交易規則
一季度共有6個省份發布了電力中長期交易規則，分別為內蒙古東部、黑龍江、吉林、湖南、河北南部、雲南，也為各省2018年的電力交易指明了方向，其中內蒙古東部明確提出，發電企業可接參與跨省跨區交易，黑龍江將適時啟動電力現貨市場建設，吉林規定擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等的發電企業可以參與合同轉讓交易。山西則規定了8種免考核情況，在河北南部電網規定，銀行履約保函額度200萬起步。雲南則提出3%以內免偏差電費。
《內蒙古東部地區電力中長期交易規則》印發：電力用戶可按全電量參與市場交易
現階段，參與直接交易的電力用戶可按全電量或者用電量的一定比例參與市場交易，根據蒙東發用電計劃放開逐步擴展至全電量參與，逐步取消目錄電價。參與直接交易的電力用戶不得隨意退出市場。
《黑龍江省電力中長期交易規則》印發：適時啟動黑龍江電力現貨市場建設
待條件成熟後，適時啟動黑龍江電力現貨市場建設,建立以電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。
《吉林省電力中長期交易規則》印發：適用于吉林省合同電量轉讓交易
現階段，吉林省電力中長期交易主要開展年度交易、月度（季度）交易。擁有優先發電合同、基數電量合同、直接交易合同、跨省跨區交易合同等的發電企業可以參與合同轉讓交易。
雲南電力市場中長期交易實施細則印發：3%以內免偏差電費
通知中明確指出電力用戶准入條件是10千伏及以上電壓等級電力用戶，鼓勵優先購電的企業和電力用戶自願進入市場。其次，雲南對於獨立輔助服務提供者鼓勵電儲能設備、需求側(如可中斷負荷)等嘗試參與。市場主體進入市場後又自願退出市場的或被強制退出的，3年內不得參與電力市場交易。
北極星售電網注意到，此次印發的細則照比之前在2017年3月13日下發的雲南電力市場中長期交易實施細則(徵求意見稿)間隔了十個月的時間。細則中規定，交易品種包括電力直接交易(含跨境電量交易，下同)、跨省跨區電量交易、合約電量轉讓交易，以及輔助服務(交易)機制等。具備條件時可開展分時(如峰谷平)電量交易，鼓勵雙邊協商交易約定電力交易(調度)曲線。
合約電量偏差首先由市場主體通過事後合約轉讓交易解決，事後合約轉讓交易後還有少發電量的，按月度上、下調服務和偏差電量結算機制處理。3%以內的部分免除偏差電費。
本實施細則自公布之日起實施，有效期至2019年12月31日。
山西執行電力中長期交易規則有關事宜發布：8種情況免考核
2%以外的少發用電量需要支付偏差考核費用，有8種情況經認定可免除直接參与電力交易的市場主體偏差考核。
河北南部電網電力中長期交易規則發布：銀行履約保函額度200萬起步
規則適用於河北南部電網現階段開展的電力直接交易、跨省跨區交易、合同電量轉讓交易、抽水電呈招標採購交易等。適時啟動電力現貨市場建設，建立以電力中長期交易和現貨交易相結合的市場化電力電量平衡機制。
通知中稱，售電公司暫不能代理髮電企業參與直接交易。
建立售電公司履約保函制度，待執行電量超過30億千瓦時的售電公司，暫需提供不低於2000萬元人民幣的銀行履約保函;超過6億千瓦時的售電公司，需提供不低於500萬人民幣的保函。低於6億千瓦時，需提供不低於200萬人民幣的保函。同時，建立售電公司信用評價體系，按照信用程度，調整銀行履約保函額度。
湖南省電力中長期交易實施細則(2018年01版)發布
湖南電力交易中心日前發布了《湖南省電力中長期交易實施細則(2018年01版),本次是對2017年9月發布的《湖南省電力中長期交易實施細則(試行)進行了修訂。
湖南省電力中長期交易規則修改增補條款
《湖南省電力中長期交易規則修改增補條款(第一次)》，通知中稱，經廣泛徵求意見，對《湖南省電力中長期交易規則(試行)》部分條款內容進行了修改，並增補了相關條款，共有14個條款改動。
電力市場規劃：
在電力市場規劃方面，江蘇、浙江先後發布了文件，江蘇2017-2019年交易電量規模1300-3000億千瓦時，浙江2019年上半年實現浙江初期電力市場試運行。湖北在2019年前形成以市場為主的電力電量平衡機制。
《江蘇省有序放開發用電計劃工作方案》：2017-2019年交易電量規模1300-3000億千瓦時
預計江蘇2020年全省社會用電量為6500億千瓦時，優先購電電量2400億千瓦時左右。
江蘇有序放開發用電計劃步驟分三步走：
第一階段(2017-2019年)：放開競爭性環節電量30%-80%，交易電量規模達到1300-3000億千瓦時。參與交易的30萬千瓦及以上燃煤機組平均市場化電量佔比達到40%-80%，核電機組市場化電量佔比達到20%-50%。
第二階段(2020年)，取消競爭性環節發電計劃，推動優先發電計劃逐步市場化，交易電量規模達到4000億千瓦時。放開13.5萬千瓦以上燃煤機組全部發電量計劃，核電機組市場化電量佔比達到60%，跨省跨區送電中的市場化交易電量700億千瓦時。
第三階段(2021年-)，逐步放開優先發電、優先購電計劃，完善輔助服務交易機制，基本放開除優先購電權以外的所有用電量。
江蘇省電力市場建設組織實施方案：售電公司可視同大用戶與發電企業開展電力直接交易
結合江蘇省電力行業實際和改革實踐，市場化改革初期以中長期交易為主，隨著發用電計劃的逐步放開，不斷完善月度合同電量轉讓、日前現貨市場和實時平衡市場交易機制，提高市場偏差處理和負荷實時平衡能力，開展輔助服務交易，推進江蘇省電力市場建設不斷深入和完善。
第一階段(2017年-2019年)：有序放開發用電計劃、競爭性環節電價和配售電業務，開展現貨市場研究及模擬運行，初步建立電力市場機制。2018年放開發電量計劃2000億千瓦時左右，參與交易的13.5萬千瓦以及上燃煤機組平均市場化電量佔比達到60%。2019年，放開發電量計劃3000億千瓦時左右，參與交易的13.5萬千瓦及以上燃煤機組平均市場化電量佔比達到80%。
售電公司可視同大用戶與發電企業開展電力直接交易，大小用戶無法參與電力直接交易的，可由售電公司代理參與。鼓勵售電公司向電力用戶提供智能用電、綜合節能和合同能源管理等增值服務。
第二階段(2020年)：擴大資源優化配置範圍，完善市場交易機制，建立電力現貨市場交易體系。
第三階段(2021年-)：進一步放開優先發電、優先購電計劃，完善輔助服務和現貨交易機制，豐富交易品種，推進市場自我發展與完善。
浙江省電力體制改革綜合試點方案：2019年上半年實現浙江初期電力市場試運行
浙江省級電力市場設計建設工作已正式啟動。方案中包含《浙江電力市場建設方案》、《浙江電力交易中心組建方案》、《浙江電力市場管理委員會組建方案》和《浙江電力交易中心有限公司章程》等專項方案。
方案中提出，確立適合浙江的電力市場模式，培育多元化市場主體，建立以電力現貨市場為主體，電力金融市場為補充的省級電力市場體系，發揮市場對電力資源配置的決定性作用，降低電力成本，引導電力行業投資，實現健康可持續發展。
到2019年，設立相對獨立的電力交易機構，確定浙江電力市場模式，完成市場規則制定和技術支持系統開發，有序放開發用電計劃，引入售電側競爭，培育市場參與主體，力爭2019年上半年實現浙江初期電力市場試運行。初步建立浙江電力市場化競爭體系，通過市場競爭形成電價，有效控制市場風險，保障系統運行安全穩定，確保電力從計劃管理向市場競爭平穩過渡，為市場進一步發展奠定基礎。
湖北電力市場建設實施意見印發：2019年前形成以市場為主的電力電量平衡機制
在《湖北電力市場建設實施意見》中確定了湖北電力市場目標：
初期目標：(2018-2019年)，初步構建湖北電力市場。引入售電公司參加市場交易，逐步降低電力用戶准入門檻，不斷增加發電企業類型。制定湖北電力市場交易規則，逐步形成以市場為主的電力電量平衡機制。
中遠期目標：(2020年-遠期)，健全規範的湖北電力市場。逐步建立基於發用電負荷曲線的日前交易市場和輔助服務交易市場，逐步建立以中長期交易為主、現貨交易為補充的市場化電力電量平均機制。條件成熟時，開展容量市場、電力期貨和衍生品等交易。
湖北省售電側改革實施意見印發：鼓勵多種方式發展增量配電網投資業務
湖北省能源局日前印發了《湖北電力市場建設實施意見》、《湖北省售電側改革實施意見》、《湖北省售電公司准入與退出實施細則》。
在湖北省售電側改革實施意見中提到，有序向社會資本開放售電業務，逐步全部放開除公益性、調節性以外的發用電計劃，積極培育多元化售電市場主體，鼓勵多種方式發展增量配電網投資業務，全面放開電力用戶購電選擇權。
偏差考核：對電力用戶、售電公司採用月結月清的方式結算偏差電量。市場交易實際交易電量與合同電量允許偏差範圍暫定±3%。
保底服務：參與電力交易後簽約售電公司無法履約的電力用戶用電，由電網企業提供保底服務。
准入與退出：
廣東發布電力市場售電公司准入與退出規範指引
每月月初前5個工作日內，交易中心對上月提交申請並審核通過的售電公司，在交易系統上公示1個月。
售電公司註冊信息發生變化時，應在變化之日起5個工作日內向交易中心申請信息變更。
每月月初前5個工作日內，交易中心對上月提交重大變更申請並審核通過的售電公司，在交易系統向社會公示7個工作日(待條件成熟後，一併通過「信用中國」網進行公示)。逾期提交申請的售電公司轉入下月公示。
售電公司自願申請退出市場，或因運營不善、資產重組或者破產倒閉導致無法履約等特殊原因退出市場的，應至少提前45天向廣東省經濟和信息化委提出申請，同時抄送廣東省發展和改革委、國家能源局南方監管局、交易中心以及電網企業和電力用戶等利益相關方。申請退出之前，售電公司應將所有已簽訂的購售電合同履行或處理完畢，並處理好相關事宜。申請退出流程。
雲南電力市場主體准入與退出管理實施細則印發
發電企業的准入條件：取得電力業務許可證(發電類)的發電廠及發電機組。電力用戶：符合電網接入規範，滿足電網安全技術要求的用電實體。擁有自備電源的用戶應按規模承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統備用費等相關費用。售電公司、擁有售電網運營權的售電公司執行《雲南省售電側改革實施方案》確定的准入條件。
貴州省電力市場主體註冊管理辦法：市場主體同一時間內不得重複註冊
市場主體自願選擇一種市場主體類別進行市場註冊。同一時間不得重複註冊。符合準入條件自願參與市場化交易的電力用戶在交易中心辦理入市註冊，電力用戶完成入市註冊後原則上全部電量進入市場，取消目錄電價。
符合準入條件但未選擇參與直接交易的電力用戶，可向售電企業(包括保底電網企業)購電。
湖北省售電公司准入與退出實施細則印發：實施資產總額與售電規模同比聯動制度
在《湖北省售電公司准入與退出實施細則》中提到，售電公司必須在工商部門登記註冊，具有獨立法人資格，經營範圍應包括「售電」或「電力銷售」等內容。
實施資產總額與售電規模同比聯動制度。售電公司資產總額為2千萬元人民幣的，可從事年售電規模不超過6億千瓦時的售電業務;資產總額2億元的，可從事售電規模不超過60億千瓦時的售電業務;資產總額在2千萬元~2億元的，在6億千瓦時至60億千瓦時之間按比例確定售電規模;資產總額在2億元以上的，不限制售電規模。
信用保證
雲南電力市場交易信用保證管理辦法發布：保證額度與交易行為信用評價掛鉤
信用擔保管理辦法的發布，標誌著雲南電力市場風險防控機制建設又邁進了一步，主要有以下幾個特點：
一是信用保證適用範圍覆蓋全主體。適用範圍從售電公司擴展增加電力用戶和發電企業，進一步加強了市場風險防範能力。其中，售電公司適用的條件為納入目錄並參與市場;電力用戶和發電企業的適用條件為交易行為信用評價等級在B等級及以下。
二是信用保證方式多樣化。即可選擇繳納信用保證金，也可選擇銀行履約保函或集團履約保函，三種方式均具備同等效力。
三是保證額度與交易行為信用評價掛鉤。信用保證履行要求和保證額度與雲南電力市場主體交易行為信用評價結果聯動，實現基於基準繳納等級，隨等級上升下調所需保證額度、等級下降則上調所需保證額度。
湖南省售電公司信用體系建設管理辦法(徵求意見稿)：實行售電公司交易預付款額度與信用評價結果關聯制
對售電公司進行信用評價工作，同時評價結果也將實行獎懲聯動。湖南省售電公司信用等級統一划分為AAA、AA、A、B、C三等五級。售電公司信用評價結果有效期2年。有效期滿前3個月,售電公司取得信用等級1年後，可申請信用等級升級。
管理辦法實行售電公司交易預付款額度與信用評價結果關聯機制。信用評價結果為AAA級者，電力交易預付款按電力交易機構發布的標準下浮50%交納;信用評價結果為AA級者，電力交易預付款按電力交易機構發布的標準下浮30%交納;信用評價結果為A級者，電力交易預付款按電力交易機構發布的標準交納;信用評價結果為B級者，電力交易預付款按電力交易機構發布的標準上浮50%交納;信用評價結果為C級者，電力交易預付款按電力交易機構發布的標準上浮100%交納。
福建電力市場售電公司履約保函管理辦法：最低200萬最高不超過2000萬
福建電力市場售電公司以履約保函的方式向電網企業提供履約擔保，履約保函以200萬起步，最高不超過2000萬。售電公司應向福建電力交易中心提供經國務院銀行業監督管理機構批准設立、頒發金融許可證且具有相應業務資格的商業銀行、企業集團財務公司等開具的履約保函。
當售電公司預計年售電量不超過4億千瓦時(含4億千瓦時)時，應提供的履約保函額度為售電公司准入要求的最低資產總額的10%，即200萬元。
當售電公司預計年售電量在4至30億千瓦時(含30億千瓦時)之間的某一數值時，按0.5分/千瓦時標準計算其應提供的履約保函額度，最高不超過1000萬元。
當售電公司預計年售電量在30億千瓦時以上的某一數值時，按0.5分/千瓦時標準計算其應提供的履約保函額度，最高不超過2000萬元。
結算規則
安徽電力直接交易執行、出清細則和電力市場電量結算規則發布
安徽電力交易中心修改印發了《安徽省電力雙邊直接交易執行細則》、《安徽省電力集中直接交易出清細則》和《安徽電力市場電量結算規則》的通知。
在《安徽省電力雙邊直接交易執行細則》中提到，參與年度雙邊交易的電力用戶上一年度用電量和售電公司代理用戶上一年度總用電量須在5000萬千瓦時及以上。同一投資主體(含控股關聯企業)控股(含絕對控股、相對控股)的售電公司，全年合計成交電量控制在60億千瓦時以內。
《安徽省電力集中直接交易出清細則》中強調，集中交易分為年度集中交易和月度集中交易。上一年度用電量1000萬千瓦時及以上的電力用戶如通過售電公司代理購電，則不得參與與發電企業的直接交易。售電公司每次參與集中交易總申報電量與年內已成交直接交易電量之和，不得超過該售電公司售電量上限。
《安徽電力市場電量結算規則》中提出，直接交易電力用戶按目錄電價執行國家規定的峰谷分時電價和功率因數調整電費標準。省電力公司按照平段目錄電價與直接交易購電價格(包括直接交易電價、輸配電價和政府性基金及附加)的價差返還差額電費。
山東明確電力直接交易合同電量偏差免考核範圍：6種情況免考核
通知中明確了6種合同電量偏差免考核範圍。
一、用戶用電量少於合同電量的10%，且參與直接交易的用戶或代理的售電公司未參加月度交易;
二、用戶有自備電廠，自備電廠機組因執行調度指令運行方式調整較大的;
三、電網臨時檢修、故障檢修等計劃外的公用輸配電設備向用戶供電受限，用戶當月累計停電時間超過24小時的;
四、用戶執行政府要求參與有序用電安排的;
五、用戶執行地市級及以上政府主管部門發布的減產能、重污染天氣影響等停產限產政策的(不含因自身環保不達標等原因停產限產的);
六、不可抗力導致的用戶用電設備停用。
福建省電力市場交易規則發布：配售電公司可承擔配電區域內電費收取和結算業務
擁有增量配電網運營權的售電公司可承擔配電區域內電費收取和結算業務，按照政府核定的配電價收取配電費;按合同向各方支付相關費用,並向其供電的用戶開具發票;代收政府性基金及附加,交省級電網企業匯總後上繳財政;代收政策性交叉補貼,按照國家有關規定支付給省級電網企業。這意味著配售電公司可以參照電網企業的職責做好配網內的用電費結算。
福建的電力市場交易可以採取雙邊協商、集中競價、掛牌交易等方式進行。
電價
安徽進一步完善峰谷分時電價政策正式下發：下調高峰時段電價上浮幅度2個百分點
從2018年1月1日起，下調高峰(含7-9月)時段電價上浮幅度2個百分點。將高峰時段電價上浮幅度由55%下調為53%，其中7-9月份上浮幅度由65%下調為63%。低谷時段電價下浮幅度保持不變。調整範圍包括大工業、一般工商業及其他用電類別。
在2017年12月初，安徽省物價局就曾經下發了《關於進一步完善峰谷分時電價政策的通知(徵求意見稿)》，此次發布的是正式版文件。對比徵求意見稿，北極星售電網注意到，正式版新增了建立峰谷分時電價執行情況月度報告制度。省電力公司應按月將各級供電公司各電壓等級、各類用戶峰平谷時段電量、收入等情況進行匯總，並增加了安徽省電網峰谷分時電價表。
蒙西電網輸配電價執行有關事宜發布：第一監管周期延長至2019年
決定將蒙西電網輸配電價第一監管周期延長至2019年，輸配電價總水平不變。
調整內容為：在保持第一監管周期輸配電價總水平不變的前提下，調整分電壓等級輸配電價水平，將輸配電價與電力交易有機銜接。參與市場交易的發電企業上網電價由用戶或市場化售電主體與發電企業通過自願協商、市場競價等方式自主確定，電網企業按照調整後的分電壓等級輸配電價收取過網費。參與電力市場的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價(含線損和交叉補貼)和政府性基金及附加組成。未參與電力市場交易的用戶，執行政府規定的電價。
全國第一個水電站生態電價管理辦法出台：《福建省水電站生態電價管理辦法(試行)》
水電站上一年最小生態下泄流量監控數據完整率和最小生態下泄流量達標率高於或等於90%的，實行生態電價獎勵。改造類水電站上一年上網電量(非市場化交易電量，下同)對應的上網電價在價格主管部門制定的上網電價基礎上每千瓦時加價2分錢(含稅，下同)。限制類水電站上一年上網電量對應的上網電價在價格主管部門制定的上網電價基礎上每千瓦時加價3分錢。
辦法自2018年1月1日起執行，試行期限兩年。
增量配電
山東省明確非電網企業存量配電項目配電區域劃分有關事項
山東省內擁有配電網運營權的非電網企業存量配電項目運營主體在提交電力業務許可申請前，應當取得配電區域的劃分協議書或意見。
山東能監辦將按照「公平公正、經濟合理、界限清晰、責任明確」的原則，依據配電網項目核准內容、電網實際覆蓋範圍，綜合考慮電網結構、電網安全、供電能力、供電質量、供電經濟性等因素依法確定配電區域。
山東省增量配電業務改革試點實施方案印發：確定6個區域開展增量配電業務改革試點
確定濟南市高新區智能裝備城等6個區域開展增量配電業務改革試點。
關於試點項目業主的確定，方案中提到，委託試點項目所在地的市級發展改革部門通過公開招標方式優選確定增量配電網項目業主。也可通過公開招標或競爭性選擇等方式擇優確定增量配電網項目股東，在各股東協商一致的基礎上註冊成立項目公司。項目業主應為獨立法人，具有與配電網投資運營相應的業務資質和投資能力。
電力交易
《四川省售電公司參與電力市場交易指導意見(暫行)》印發
售電公司可以代理除躉售區電力用戶外，其他所有已納入四川省市場放開範圍的電力用戶參加市場化交易，躉售區電網企業作為一個整體用戶參加市場化交易，售電公司暫不得代理躉售區電網企業及其網內電力用戶參加市場化交易。
河北開展分散式發電市場化交易試點通知發布：冀北電網服務區域暫不參與
參與分散式光伏發電市場化交易的項目應滿足：接網電壓等級在35千伏及以下的項目，單體項目容量不超過20兆瓦;單體項目容量超過20兆瓦但不高於50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級範圍內就近消納。
市場交易模式可以採用一種或多種模式。分散式光伏發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付「過網費」。分散式光伏發電項目單位委託電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，扣除「過網費」後將其售電收入轉付給分散式光伏發電項目單位。電網企業按國家核定分散式光伏發電的標杆上網電價收購電量，但國家對電網企業的度電補貼要扣減配電網區域最高電壓等級對應的輸配電價。
冀北電網服務區域暫不參與試點。
浙江2018年度電力直接交易試點相關交易信息公布
一、發電企業可直接交易電量：享有優先發電權的發電企業，參與本次試點電量(省內發電企業為上網電量，省外發電企業為送浙江省落地電量，下同)計297.79億千瓦時，其他發電企業參與本次試點電量限值計1435.11億千瓦時。
二、發電企業申報價格：發電企業參與本次試點集中競價的申報價格(省內發電企業為上網電價，省外發電企業為送浙江省落地電價)。
此外，還有湖北、甘肅、河南、黑龍江發布了碳排放、電力輔助服務、電能替代、能源發展規劃等與售電相關的文件。
湖北省2017年碳排放權配額分配方案印發：344家企業納入碳排放配額管理
湖北省發改委日前印發了《湖北省2017年碳排放權配額分配方案的通知》，根據對湖北省2014—2016年任一年綜合能耗1萬噸標準煤及以上的工業企業碳排放核查的結果，確定344家企業作為2017年納入碳排放配額管理的企業(以下簡稱「納入企業」)，涉及電力、鋼鐵、水泥、化工等15個行業。
甘肅省電力輔助服務市場運營規則發布：網留非獨立電廠、自發自用式分散式光伏、扶貧光伏暫不參與
於2018年4月1日起執行。電力輔助服務市場的市場主體為已取得發電業務許可證的省內發電企業(包括火電、水電、風電、光伏)，以及經市場准入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。自備電廠可自願參與電力輔助服務市場。網留非獨立電廠暫不參與電力輔助服務市場。自發自用式分散式光伏、扶貧光伏暫不參與電力輔助服務市場。
《甘肅省電力輔助服務市場運營規則(試行)》中有償調峰服務包含實時深度調峰交易、調停備用交易、可中斷負荷交易、電儲能交易。
實時深度調峰交易火電機組開機基準根據甘肅電網月度調度(交易)計劃確定，火電機組在深度調峰交易期內平均負荷率小於有償調峰補償基準時獲得補償;平均負荷率大於有償調峰補償基準時參與分攤調峰補償費用;平均負荷率等於調峰補償基準時不參與補償及分攤。
火電調停備用交易，火電月度機組組合中安排的停機備用或按調度指令超過 72 小時的停機備用，按 1 千元/萬千瓦˙天進行補償，補償時間不超過 7 天。
可中斷負荷交易，可中斷負荷交易用戶在平台開展集中交易，向調峰輔助服務平台申報交易時段、15 分鐘用電電力曲線、意向價格等內容。市場初期，可中斷負荷電力用戶申報補償價格的上限、下限分別為 0.2 元/千瓦時、0.1 元/千瓦時。
河南省發改委印發了《河南省電能替代工作實施方案(2016-2020)》
文件要求，2020年，在能源終端消費環節形成年電能替代散燒煤、燃油消費總量650萬噸標準煤的能力，帶動電煤占煤炭消費比重提高約2.6個百分點、電能占終端能源消費比重提高2個百分點以上。
文件指出，結合電力體制改革，開展燃煤自備機組清潔替代試點，按照國家有關要求，支持擁有30萬千瓦以下燃煤自備機組的企業積极參加電力直接交易。落實並適時完善峰谷分時電價政策，充分發揮價格信號引導電力消費、促進移峰填谷的作用，對擁有電蓄熱採暖和電蓄冰製冷設備的用戶，鼓勵其在低谷時段蓄熱蓄冰，提高「雙蓄」設備運行經濟性。
黑龍江省能源發展「十三五」規劃：2020年市場化可交易電量達到總發電量的20%
規劃中指出，黑龍江電力體制改革有待深入。黑龍江省售電側市場競爭機制雖然初步建立，但發電企業與電力用戶之間市場化交易有限市場配置資源決定性作用沒有得到充分發揮。電價形成機制不完善，還沒有完全形成科學靈活的價格調節機制，企業用電成本較高。
規劃中提出，有序放開除公益性調節性以外的發用電計劃，擴大市場化可交易電量規模，力爭在2020年達到總發電量的20%。穩步推進售電側改革，培育多元售電主體，通過試點示範，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電業務中，鼓勵以混合所有制方式發展增量配電業務。
（來源：北極星售電網 如需轉載請聯繫授權並註明來源）
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