售电市场血雨腥风愈加浓烈 售电江湖的模样你认清了吗？

二、存在问题
（一）电力交易总量小，发电侧发电主体少。海南省电力市场相对独立，以满足自身需求，自我平衡为主。电力交易总量小，发电侧发电主体少，核电只有一家，煤电装机华能集团占比较大，市场竞争难以形成。
（二）配售电及投资主体单一，售电侧竞争机制未建立。
海南省电力基本上是由海南电网公司实行统购统销，电网建设及终端销售完全依靠海南电网公司一家，尚未形成配售电市场，也未建立社会资本进入配售电市场投资机制，售电侧竞争机制难于形成。
（三）系统峰谷差不断加大，系统安全运行压力大。2015年海南省统调最大峰谷差156.5万千瓦，年平均峰谷差率34.4%，年平均负荷率79.9%。负荷稳定的工业用户比例偏小，商业和居民用户比重偏大，电网调峰压力大。同时，核电和新能源装机比重不断加大，系统调峰压力不断加大。
（四）独立的输配电价机制尚未形成。电网是实现大用户和发电企业进行直接交易的基础,建立独立的输配电价机制是推进电力市场化改革的重要内容。由于目前还没有形成独立的输配电定价机制,电力市场化改革效应尚难有效释放。
三、指导思想和改革思路
（一）指导思想：立足我省电力供应“安全、可靠、绿色、高效”，从我省电力发展实际出发，借鉴省外成功经验，以大用户直接交易为切入点，逐步探索电力市场体系建设，不断完善政策法规。同时考虑电力需实时平衡特殊商品属性，逐步建立辅助服务分担共享机制，确保海南岛屿型电网安全稳定运行，为今后现货交易打下基础。电力市场推进过程中，做好与南方区域市场之间的衔接。
（二）基本思路：海南省深化电力体制改革宜由简到繁，先以大用户直接交易为突破口，逐步推动改革。即以大用户直接交易为切入点，逐步推动电力市场体系的建立；建立过渡时期输配电价，远期以分电压等级核定输配电价为突破口，有序推进电价改革；有序向社会资本放开配售电业务为突破口，稳步推进售电侧改革；完善电价形成机制，引导电力用户实施需求侧管理，开展电力需求侧响应，通过削峰或移峰填谷，平抑电网峰谷差，确保系统安全稳定运行。
四、试点主要内容
（一）大用户直接交易：在保障优先发电、优先用电的前提下，有序放开发用电计划，逐步扩大交易电量规模，现阶段对直接交易电量总规模进行有序控制。先期适当放开110千伏以上专变大用户与发电企业直接交易，逐步放开10千伏及以上专变用户，交易价格按市场规则形成。参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准。近期参加直接交易发电企业为省内统调火电机组，远期将适时逐步向其他发电企业放开。未开放的用户暂维持现行由电网统购统销的办法，现有的自供区、增量配电公司等，可采取趸售方式向电网公司购电，也可以向发电公司购电。
（二）培育售电主体：根据国家政策要求，结合海南实
际情况，出台售电主体准入、退出管理规定，制定增量配电投资业务放开细则。适时成立电力交易机构，承担电力市场交易管理职能。先期选取电力自供区、部分工业园区等组建售电主体参与市场竞争；鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售。通过培育配售电业务主体，逐步放开增量配电投资业务，形成售电侧竞争市场。
（三）建立输配电价：明确过渡阶段输配电价按保持电网购销差价不变的方式执行；同步按照国家发改委部署开展分电压等级核定输配电价。
（四）建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善辅助服务考核新机制和补偿机制。售电侧，根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。