增量配电网运营企业人力资源配置优化研究

增量配电网对社会资本放开被认为是售电侧改革的关键,万亿级的电力输配产业有望打破两大电网公司的垄断。拥有配电网运营权的售电公司,与传统电网企业一样,拥有固定资产和用电客户,靠购销价差或者配电价格作为主要收入来源,目前,国家发改委正在研究配电价格的形成机制。配电价格按照“准许成本加合理收益”的原则核定,     

保底服务该由谁来做

<正>有序向社会资本放开配售电业务,是本轮改革中一个热点。售电侧改革后,参与竞争的售电主体可分为三类:一是电网企业的售电公司;二是社会资本投资增量配电网,拥有配电网运营权的售电公司;三是独立的售电公司,不拥有配电网运营权,不承担保底供电服务,这被认为是本轮电改最大的商机所在。但是在六个配套文件出台之前,关于电网能否参与竞争性售电的问题,各方曾争论不休:电网改     

增量配电遴选指标体系及项目公司发展建议

正2015年,中共中央印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发[2015]9号)》,增量配电业务成为新电改的重要关注点。2018年3月20日,国家发改委、国家能源局同时公布了《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》的通知,通知中规定了在一个配电区域内,只能由一家售电公司拥有该配电网运营权。由此,电网企业如何遴选增量配电业务试点、如何在增量配电项目公司实现有效参与、如何形成增量配电项目公司基本运营模式,对增     

增量配电网配电价格形成机制研究

<正>增量配电网是新一轮电力体制改革的产物,合理的配电价格是确保增量配电网健康可持续发展不可或缺的条件,探讨电改背景下增量配电网配电价格的形成机制,努力填补电力价格的政策空白,可以推动我国独立输配电价体系的健全和完善。新一轮电力体制改革启动后,2017年,国家发改委发布《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》,作为配电网价格管理的指导     

增量配网改革试点若干建议

正随着中发9号文及系列配套文件的印发,被誉为"啃硬骨头"的新一轮电力体制改革正式拉开帷幕,本次改革最大的亮点是提出稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开配售电业务。相对于售电放开而言,配电网因触及电网企业核心利益,放开的脚步要缓慢一些。直至2016年10月11日,《有序放开配电网业务管理办法》才正式出台。2016年12月确定首批105个增量配电网业务改革试点项目;2017年11月确定第二批89个增量配电网业务改革试点项目;2018年4月、7月相继确定第三批共126个增量配电     

开放能力是售电公司的核心竞争力

正按照目前对9号文及配套文件的理解,正在进行的售电侧改革领域,可以出现的售电公司形态只有三种:一是电网的竞争性售电营销单位,二是无网无源的独立性售电公司,三是允许社会资本参与的增量配电网运营配售一体公司。在国外,人们通常把售电公司称为Utility,代表的是一种公共和基础的底层服务,以卖电提供用电服务作为最简单也是最直接的商业模式。随着时代的发展,售电公司的服务内涵获得了前所未有的扩充。能源互联网教父里夫     

“新电改”对配电网建设发展的影响

正纵观"新电改"9号文和相关配套文件,配电网侧的改革是新一轮电力体制改革的重中之重,输配电价的改革和新增售、配电业务的放开将对电网企业的投资策略、配电网的统筹规划、有序建设、安全运行、优质服务及未来市场格局产生深刻影响。电网企业的投入将更加注重投资回报和效率"上网电价和销售电价由市场形成、输配电价由政府定价"的改革方向意味着电网企业盈利模式将发生重大改变,电网企业的公用事业属性将逐步还原。基于准许成     

混合所有制改革形势下增量配电公司组建策略

<正>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》(中发﹝2015﹞9号)、《中共中央国务院关于深化国有企业改革的指导意见》(中发﹝2015﹞22号)的要求,根据《售电公司准入与退出管理办法》、《有序放开配电网业务管理办法》(发改经体﹝2016﹞2120号),电网企业应主动作为,在国家发展改革委、国家能源局2016年11月27日已批复的105个第一批增量配电业务改革试点项目中,积极探索运营增量配电网的有效方式,探讨明确增量配电公司的组建策略,提高电力体制改革工作效率。     

供电:改革与转型

售电市场改革是新一轮电改的重点,甚至称其为核心也不为过。为实现"放开两头、管住中间"的目的,电力交易市场的构建、输配电价格核定、增量配电业务改革试点正从不同方向撬动售电市场的"坚冰"。如今,改革已进入第3年,电网企业转型发展的步伐也从未停止,在基础管理、运营、能力建设、产业布局等方面不断调整定位加快转型。     

售电公司若干问题再探讨

正就当前只有中长期市场情况下,现货市场电力价格波动带来的风险还不存在。售电公司开展业务以及实现盈利的第一步是取得用电客户的购电代理权。售电公司通过购销差价方式能否盈利的关键在于对批发市场价格预判的准确性,以及与用户谈定的售电价格。随着9号文及其配套文件的下发,我国电力市场化新一轮深化改革措施全面推进。"管住中间、放开两头"是本轮电改给出的总架构;"三放开、一独立、三强化"是本轮电改的主要路径;"稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务"是本轮电改的重点任务之一。组建售电公司、     

从电网属性看电力体制改革

正由电网企业负责全部输配电网投资、建设、运营管理,并根据政府核定的输配电价收取"过网费",电网企业出资成立的售电公司只负责向没有议价能力或不参与市场交易的用户售电,不直接参与售电市场竞争,是售电侧改革的最佳选择。     

从电网属性看电力体制改革

正由电网企业负责全部输配电网投资、建设、运营管理,并根据政府核定的输配电价收取"过网费",电网企业出资成立的售电公司只负责向没有议价能力或不参与市场交易的用户售电,不直接参与售电市场竞争,是售电侧改革的最佳选择。     

破译输配电价

正提高电力系统能效,实现高质量可持续发展,更好地服务于经济发展和民生改善,是电力市场化改革的内生动力。输配电价改革既是新一轮电改"管住中间"的践行者,同时也是"放开两边"的布道者。一方面,输配电价改革利用价格信号引导电网企业约束不合理投资,提高电网运行效率;另一方面,独立输配电价的执行推动用户与发电企业开展直接交易,使竞争性电价更好地反映市场供求关系变化,为电力市场化改革、售电侧改革和增量配电改革的     

河南省农村电价概述

农村电价广义上是指县及以下行政区域内销售给用电客户的售电价格，包括县城及农村高压电价和农村低压电价。狭义的农村电价是指农村综合配电变压器总电能表以下向用户分电能表收取电费的不满1千伏用电价格。农村电价包括农村配电变压器高压电价、农村低压电网维护管理费以及按规定收取的价外费用。     

售电侧改革下省级电网电费结算体系创新

正长期以来,我国电力市场的售电业务都是由传统电网企业经营,除了参与大用户直接交易的用户外,所有用户都只面对电网公司。售电侧改革,就是要在售电环节引入其他市场主体共同参与销售业务,从而形成竞争性市场,赋予电力用户自由选择权。近年来,全国各地售电公司陆续成立,形成电力用户向售电公司自主购电格局。由于售电公司电费结算的特点,电网公司在电费结算时仍存在一些实际问题。通过在省电力公司层面组织架构变革、电费结算流程优化、技术     

电改背景下电网新营销

正新一轮电改启动以来,电网企业面临巨变———输配电价改革全面覆盖省级电网,输配电价监管机制初步建立;售电公司作为市场主体竞相成立,增量配电网投资业务试点进入实操阶段;大用户直接交易规模不断扩大,由计划向市场发展进展显著加快。17家省级电力交易中心成立,交易模式逐步由点对点交易过渡到多对多交易,由双边协商定价方式过渡到集中竞价交易;2017年电改将进入全     

我国售电主体分类SWOT分析

正随着新一轮深化电力体制改革相关文件的发布,电改大幕再次拉开。2015年3月15日,中共中央国务院出台《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(9号文),其中提出"稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务"。2015年11月30日,电改6个核心配套文件正式出台,其中售电侧改革文件《关于推进售电侧改革的实施意见》明确了电网公司的市场定位、售电公司的分类及业务、售电公司准入门槛、市场主体准入和退出条件,同时对     

配电线路跳闸处置体系构建实施

正通过有效运用智能电网调度、配电自动化等新技术,优化理顺配电线路跳闸处置流程,打造高效的青岛电网故障处置协同机制,实现国家电网有限公司一流配电网建设的目标。近年来,国家电网有限公司全面推进一流配电网建设。以"国际一流城市配电网"建设为契机,以提高"三率"水平为目标,青岛作为国家计划单列市、副省级城市,风电、光伏等分布式电源大量接入配电网,对配电网运行安全提出了新的课题与挑战。同时,无人值守变电站数量不断增加,使故障的快速处     

构建售电认知体系 规避入市风险

<正>10月份以来,湖南售电市场开始双边协商交易和集中竞价交易,广东市场打响018年度的长协大战。广东市场依旧热火朝天,这方售电公司刚拿到7分钱价格的长协,那方售电公司就拿到7.5分的价格,用户招标结果 8.2分中标,用户干脆说"低于9分钱就别上门来谈了。"市场价格一步一步下探,用户笑逐颜开。在湖南,售电市场第一次双边协商就让众看家惊得掉了下巴,10月双边协商价格平均降价0.401分/千瓦时,第一次集中竞价平均让利     

“新电改”中传统电网企业的发展机遇

国家发改委、能源局《关于推进售电侧改革的实施意见》明确指出:向社会资本开放售电业务,多途径培育售电侧市场竞争主体。这将对传统电网企业产生冲击和带来挑战是不言而喻的。在传统售电业务不再垄断、配售电成本透明化、表面性服务边缘化而又必须承担电网安全、"普遍服务"等义务的情况下,传统电网企业的售电业务并非"无机可循",甚至机遇大于