售電必讀 | 2018年一季度電改政策梳理 與售電有關的竟然有這么多！
自從2015年新一輪電力體制改革拉開帷幕后，經過兩年多的推進，一系列啃硬骨頭的改革工作陸續(xù)推開，電力市場建設、輸配電價改革、售電側改革...
在電力市場規(guī)劃方面，江蘇、浙江先后發(fā)布了文件，江蘇2017-2019年交易電量規(guī)模1300-3000億千瓦時，浙江2019年上半年實現(xiàn)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(fā)用電計劃工作方案》：2017-2019年交易電量規(guī)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(yōu)先購電電量2400億千瓦時左右。
江蘇有序放開發(fā)用電計劃步驟分三步走：
第一階段(2017-2019年)：放開競爭性環(huán)節(jié)電量30%-80%，交易電量規(guī)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占比達到40%-80%，核電機組市場化電量占比達到20%-50%。
第二階段(2020年)，取消競爭性環(huán)節(jié)發(fā)電計劃，推動優(yōu)先發(fā)電計劃逐步市場化，交易電量規(guī)模達到4000億千瓦時。放開13.5萬千瓦以上燃煤機組全部發(fā)電量計劃，核電機組市場化電量占比達到60%，跨省跨區(qū)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(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電計劃，完善輔助服務交易機制，基本放開除優(yōu)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(fā)電企業(yè)開展電力直接交易
結合江蘇省電力行業(yè)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(fā)用電計劃的逐步放開，不斷完善月度合同電量轉讓、日前現(xiàn)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(fā)用電計劃、競爭性環(huán)節(jié)電價和配售電業(yè)務，開展現(xiàn)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(fā)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占比達到60%。2019年，放開發(fā)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占比達到80%。
售電公司可視同大用戶與發(fā)電企業(yè)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(jié)能和合同能源管理等增值服務。
第二階段(2020年)：擴大資源優(yōu)化配置范圍，完善市場交易機制，建立電力現(xiàn)貨市場交易體系。
第三階段(2021年-)：進一步放開優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電計劃，完善輔助服務和現(xiàn)貨交易機制，豐富交易品種，推進市場自我發(fā)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(xiàn)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(xiàn)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(fā)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(yè)投資，實現(xiàn)健康可持續(xù)發(fā)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(guī)則制定和技術支持系統(tǒng)開發(fā)，有序放開發(fā)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(xiàn)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(tǒng)運行安全穩(wěn)定，確保電力從計劃管理向市場競爭平穩(wěn)過渡，為市場進一步發(fā)展奠定基礎。
湖北電力市場建設實施意見印發(fā)：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，逐步降低電力用戶準入門檻，不斷增加發(fā)電企業(yè)類型。制定湖北電力市場交易規(guī)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(guī)范的湖北電力市場。逐步建立基于發(fā)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(xiàn)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(fā)：鼓勵多種方式發(fā)展增量配電網投資業(yè)務
湖北省能源局日前印發(fā)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》、《湖北省售電公司準入與退出實施細則》。
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(yè)務，逐步全部放開除公益性、調節(jié)性以外的發(fā)用電計劃，積極培育多元化售電市場主體，鼓勵多種方式發(fā)展增量配電網投資業(yè)務，全面放開電力用戶購電選擇權。
偏差考核：對電力用戶、售電公司采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范圍暫定±3%。
保底服務：參與電力交易后簽約售電公司無法履約的電力用戶用電，由電網企業(yè)提供保底服務。
準入與退出：
廣東發(fā)布電力市場售電公司準入與退出規(guī)范指引
每月月初前5個工作日內，交易中心對上月提交申請并審核通過的售電公司，在交易系統(tǒng)上公示1個月。
售電公司注冊信息發(fā)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并審核通過的售電公司，在交易系統(tǒng)向社會公示7個工作日(待條件成熟后，一并通過“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。
售電公司自愿申請退出市場，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(fā)展和改革委、國家能源局南方監(jiān)管局、交易中心以及電網企業(yè)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，并處理好相關事宜。申請退出流程。
云南電力市場主體準入與退出管理實施細則印發(fā)
發(fā)電企業(yè)的準入條件：取得電力業(yè)務許可證(發(fā)電類)的發(fā)電廠及發(fā)電機組。電力用戶：符合電網接入規(guī)范，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(guī)模承擔國家政府性基金及附加、政策性交叉補貼和系統(tǒng)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(zhí)行《云南省售電側改革實施方案》確定的準入條件。
貴州省電力市場主體注冊管理辦法：市場主體同一時間內不得重復注冊
市場主體自愿選擇一種市場主體類別進行市場注冊。同一時間不得重復注冊。符合準入條件自愿參與市場化交易的電力用戶在交易中心辦理入市注冊，電力用戶完成入市注冊后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(yè)(包括保底電網企業(yè))購電。
湖北省售電公司準入與退出實施細則印發(fā)：實施資產總額與售電規(guī)模同比聯(lián)動制度
在《湖北省售電公司準入與退出實施細則》中提到，售電公司必須在工商部門登記注冊，具有獨立法人資格，經營范圍應包括“售電”或“電力銷售”等內容。
實施資產總額與售電規(guī)模同比聯(lián)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(guī)模不超過6億千瓦時的售電業(yè)務;資產總額2億元的，可從事售電規(guī)模不超過60億千瓦時的售電業(yè)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(guī)模;資產總額在2億元以上的，不限制售電規(guī)模。
信用保證
云南電力市場交易信用保證管理辦法發(fā)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(fā)布，標志著云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：
一是信用保證適用范圍覆蓋全主體。適用范圍從售電公司擴展增加電力用戶和發(fā)電企業(yè)，進一步加強了市場風險防范能力。其中，售電公司適用的條件為納入目錄并參與市場;電力用戶和發(fā)電企業(yè)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云南電力市場主體交易行為信用評價結果聯(lián)動，實現(xiàn)基于基準繳納等級，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(征求意見稿)：實行售電公司交易預付款額度與信用評價結果關聯(lián)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(lián)動。湖南省售電公司信用等級統(tǒng)一劃分為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年后，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(lián)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(fā)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(fā)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(fā)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(fā)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(fā)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(yè)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(yè)監(jiān)督管理機構批準設立、頒發(fā)金融許可證且具有相應業(yè)務資格的商業(yè)銀行、企業(yè)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準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(shù)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(shù)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(guī)則
安徽電力直接交易執(zhí)行、出清細則和電力市場電量結算規(guī)則發(fā)布
安徽電力交易中心修改印發(fā)了《安徽省電力雙邊直接交易執(zhí)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(guī)則》的通知。
在《安徽省電力雙邊直接交易執(zhí)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(lián)企業(yè))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(fā)電企業(yè)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(guī)則》中提出，直接交易電力用戶按目錄電價執(zhí)行國家規(guī)定的峰谷分時電價和功率因數(shù)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范圍：6種情況免考核
通知中明確了6種合同電量偏差免考核范圍。
一、用戶用電量少于合同電量的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(zhí)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(zhí)行政府要求參與有序用電安排的;
五、用戶執(zhí)行地市級及以上政府主管部門發(fā)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(huán)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(guī)則發(fā)布：配售電公司可承擔配電區(qū)域內電費收取和結算業(yè)務
擁有增量配電網運營權的售電公司可承擔配電區(qū)域內電費收取和結算業(yè)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,并向其供電的用戶開具發(fā)票;代收政府性基金及附加,交省級電網企業(yè)匯總后上繳財政;代收政策性交叉補貼,按照國家有關規(guī)定支付給省級電網企業(yè)。這意味著配售電公司可以參照電網企業(yè)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采取雙邊協(xié)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(fā)：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。調整范圍包括大工業(yè)、一般工商業(yè)及其他用電類別。
在2017年12月初，安徽省物價局就曾經下發(fā)了《關于進一步完善峰谷分時電價政策的通知(征求意見稿)》，此次發(fā)布的是正式版文件。對比征求意見稿，北極星售電網注意到，正式版新增了建立峰谷分時電價執(zhí)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，并增加了安徽省電網峰谷分時電價表。
蒙西電網輸配電價執(zhí)行有關事宜發(fā)布：第一監(jiān)管周期延長至2019年
決定將蒙西電網輸配電價第一監(jiān)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(jiān)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(fā)電企業(yè)上網電價由用戶或市場化售電主體與發(fā)電企業(yè)通過自愿協(xié)商、市場競價等方式自主確定，電網企業(yè)按照調整后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(zhí)行政府規(guī)定的電價。
全國第一個水電站生態(tài)電價管理辦法出臺：《福建省水電站生態(tài)電價管理辦法(試行)》
水電站上一年最小生態(tài)下泄流量監(jiān)控數(shù)據(jù)完整率和最小生態(tài)下泄流量達標率高于或等于90%的，實行生態(tài)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(zhí)行，試行期限兩年。
增量配電
山東省明確非電網企業(yè)存量配電項目配電區(qū)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(yè)存量配電項目運營主體在提交電力業(yè)務許可申請前，應當取得配電區(qū)域的劃分協(xié)議書或意見。
山東能監(jiān)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(jù)配電網項目核準內容、電網實際覆蓋范圍，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(qū)域。
山東省增量配電業(yè)務改革試點實施方案印發(fā)：確定6個區(qū)域開展增量配電業(yè)務改革試點
確定濟南市高新區(qū)智能裝備城等6個區(qū)域開展增量配電業(yè)務改革試點。
關于試點項目業(yè)主的確定，方案中提到，委托試點項目所在地的市級發(fā)展改革部門通過公開招標方式優(yōu)選確定增量配電網項目業(yè)主。也可通過公開招標或競爭性選擇等方式擇優(yōu)確定增量配電網項目股東，在各股東協(xié)商一致的基礎上注冊成立項目公司。項目業(yè)主應為獨立法人，具有與配電網投資運營相應的業(yè)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(fā)
售電公司可以代理除躉售區(qū)電力用戶外，其他所有已納入四川省市場放開范圍的電力用戶參加市場化交易，躉售區(qū)電網企業(yè)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(qū)電網企業(yè)及其網內電力用戶參加市場化交易。
河北開展分布式發(fā)電市場化交易試點通知發(fā)布：冀北電網服務區(qū)域暫不參與
參與分布式光伏發(fā)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20兆瓦但不高于50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。
市場交易模式可以采用一種或多種模式。分布式光伏發(fā)電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業(yè)支付“過網費”。分布式光伏發(fā)電項目單位委托電網企業(yè)代售電，電網企業(yè)對代售電量按綜合售電價格，扣除“過網費”后將其售電收入轉付給分布式光伏發(fā)電項目單位。電網企業(yè)按國家核定分布式光伏發(fā)電的標桿上網電價收購電量，但國家對電網企業(yè)的度電補貼要扣減配電網區(qū)域最高電壓等級對應的輸配電價。
冀北電網服務區(qū)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(fā)電企業(yè)可直接交易電量：享有優(yōu)先發(fā)電權的發(fā)電企業(yè)，參與本次試點電量(省內發(fā)電企業(yè)為上網電量，省外發(fā)電企業(yè)為送浙江省落地電量，下同)計297.79億千瓦時，其他發(fā)電企業(yè)參與本次試點電量限值計1435.11億千瓦時。
二、發(fā)電企業(yè)申報價格：發(fā)電企業(yè)參與本次試點集中競價的申報價格(省內發(fā)電企業(yè)為上網電價，省外發(fā)電企業(yè)為送浙江省落地電價)。
此外，還有湖北、甘肅、河南、黑龍江發(fā)布了碳排放、電力輔助服務、電能替代、能源發(fā)展規(guī)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(fā)：344家企業(yè)納入碳排放配額管理
湖北省發(fā)改委日前印發(fā)了《湖北省2017年碳排放權配額分配方案的通知》，根據(jù)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(yè)企業(yè)碳排放核查的結果，確定344家企業(yè)作為2017年納入碳排放配額管理的企業(yè)(以下簡稱“納入企業(yè)”)，涉及電力、鋼鐵、水泥、化工等15個行業(yè)。
甘肅省電力輔助服務市場運營規(guī)則發(fā)布：網留非獨立電廠、自發(fā)自用式分布式光伏、扶貧光伏暫不參與
于2018年4月1日起執(zhí)行。電力輔助服務市場的市場主體為已取得發(fā)電業(yè)務許可證的省內發(fā)電企業(yè)(包括火電、水電、風電、光伏)，以及經市場準入的電儲能和可中斷負荷電力用戶。自備電廠可自愿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(fā)自用式分布式光伏、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(guī)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(jù)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于有償調峰補償基準時獲得補償;平均負荷率大于有償調峰補償基準時參與分攤調峰補償費用;平均負荷率等于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臺開展集中交易，向調峰輔助服務平臺申報交易時段、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(huán)節(jié)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(yè)積極參加電力直接交易。落實并適時完善峰谷分時電價政策，充分發(fā)揮價格信號引導電力消費、促進移峰填谷的作用，對擁有電蓄熱采暖和電蓄冰制冷設備的用戶，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(fā)展“十三五”規(guī)劃：2020年市場化可交易電量達到總發(fā)電量的20%
規(guī)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(fā)電企業(yè)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(fā)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(jié)機制，企業(yè)用電成本較高。
規(guī)劃中提出，有序放開除公益性調節(jié)性以外的發(fā)用電計劃，擴大市場化可交易電量規(guī)模，力爭在2020年達到總發(fā)電量的20%。穩(wěn)步推進售電側改革，培育多元售電主體，通過試點示范，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電業(yè)務中，鼓勵以混合所有制方式發(fā)展增量配電業(yè)務。
(來源：北極星售電網 如需轉載請聯(lián)系授權并注明來源)
責任編輯：李鑫
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