国家电网公司成功中标希腊独立输电运营公司私有化项目
10月31日，希腊国家电力公司发布公告，经过客观、透明的招标流程，中国国家电网公司成为希腊独立输电运营公司24%股权私有化的优选中标方。这是国家电网公司落实国家“一带一路”战略、推进国际化发展取得的又一重大突破。
希腊独立输电运营公司是国家级输电网公司，拥有、运营和维护希腊全国的输电网，还承担实时调度、电量结算和跨境交易等职能，目前已与阿尔巴尼亚、马其顿、保加利亚、土耳其和意大利等邻国实现了联网，远期规划与北非、塞浦路斯、以色列等环地中海国家实现互联，成为东南欧重要的能源和电力基地。
希腊是我国“一带一路”战略向西延伸的重要支点，是东西方交往的门户，正成为东地中海地区和东南欧新的运输和能源枢纽，地理位置重要。成功投资希腊国家级输电网公司，能够进一步扩大我国在欧洲的影响，助力“一带一路”建设向西延伸，促进中希经贸关系发展。此次投资是国家电网公司继葡萄牙能源网公司和意大利存贷款能源网公司后在欧洲的又一项成功投资。截至目前，国家电网公司已成功投资运营菲律宾、巴西、葡萄牙、澳大利亚、意大利、香港等六个国家和地区的骨干能源网，境外资产超过亿美元，所有投资项目运营平稳，收益良好。希腊独立输电运营公司私有化项目将在履行相关审批流程后完成交割。
世界电改演进与中国能源互联网的引领
中国可以不必从传统经典的自上而下的电力市场起步，而是直接建设基于能源互联网特别是局域能源互联网与新能源和分布式能源大规模发展相适应的、自下而上的新型电力市场。电力市场建设可以与能源互联网共同跨越式发展，可以避免路径锁定，可以取得后发优势。
从年春天到年秋天，中国能源电力行业发生了两件历史性事件，一件是年3月15日电改9号文的发布，新一轮电力体制改革重启;一件是年4月24日能源互联网香山会议的召开，能源互联网从理念到实践迅速风起云涌。这两个事件相互催生、相互呼应、相互推进，共同推动中国能源革命和现代能源体系的建立向纵深发展。
世界电力工业发展背景
在世界电力工业年的历史中，电力产品经历了从奢侈品到日用品，从商品到准公共物品再到商品的转变;发电最小经济规模由小而大，又由大而小。电力工业既经历了国有化浪潮，又经历了私有化浪潮;既曾经普遍地引入政府管制，又先后广泛地放松管制引入竞争。电力与市场的大规模结合，则是全球电力工业最近20多年的共同选择。而上世纪70年代的西方石油危机是一个重要的转折，直接催生了电力工业市场化理论和实践的发展。
所以世界电力工业发展，可以以石油危机为界，分为前后两个大的阶段。
石油危机前，全球电力工业发展经过了以下三个小的阶段：
第一阶段，年代～年代，萌芽和自由发展阶段。以私有公司为主体，几乎没有有效的管制。各市场主体分散发展，对用户的竞争日趋激烈，他们都要负责从发电到用户用电的全过程服务。电力工业从一开始在自动化生产上起点就较高，且自动化技术快速发展，普遍应用。
第二阶段，年代～二次世界大战，政府介入阶段。年大萧条之后，凯恩斯经济学理论成为主流。各个国家和地方的政府开始介入电力工业，甚至直接参与投资，拉动经济，一批公共财政支撑的大型发电厂，尤其是水电厂相继建成。国家电气化项目从城市向乡村扩展，逐步覆盖整个国家。
第三阶段，二战结束～年代，电力大发展及国有化阶段。
在这一阶段，大量的小电力供应公司整合为一个或几个全国性或地区性的集团。而另一方面，要有效地防止这些集团滥用垄断权，最好的办法只能是将它们收归国有，同时契合战时管制和战后恢复的需要，所以这段时期发生了席卷全球的电力工业国有化浪潮。由于已经普遍接受了将电力作为自然垄断行业这一理念，所以绝大部分国家要么直接立法限制新进入者，要么赋予电力公司不受普通竞争法律约束的豁免权。
石油危机后，电力工业进入了现代电力市场阶段，又普遍地私有化、放松管制、自由竞争，从年代的理论准备阶段，到年代的技术和实践准备阶段，到年代之后，电力市场化深入推进阶段。
综上，我们可以得出一个结论：从全球电力工业年螺旋式发展的历史来看，电力工业大规模、集中化、异地生产的生产力形态，和国有全资、特许经营、垄断专营的生产关系形态并不是天经地义的唯一形态，相反，这只是在电力工业发展特定历史阶段的特殊形态。而小规模、分散化、本地生产的生产力形态，和多元主体、自由竞争、自主交易的生产关系形态恰恰可能是常态，能源互联网的发展将进一步助推和倒逼电力工业恢复到分散、自主、自由的普通商品模式。
全球电力市场改革演进
电力改革，从来都不是一个孤立事件。它既不是单独一个行业的事，也不是单独一个国家的事，而是在全球宏观经济大潮涌动中的一环。自始至终，世界各国电力发展与改革模式都呈现鲜明的全球传递特性。发轫于上世纪70年代末的电力市场化改革大潮，从对主流市场和领先经济体的考察出发，可以划分为以下四个小阶段：
第一阶段，年～年，电力工业的开放和市场化改革的准备阶段。以年美国颁布“公用事业管制政策法(PURPA)”为起点，到年英国发布“电力工业私有化”白皮书。
第二阶段，年～年，电力工业重组和批发市场初创阶段。从英格兰威尔士电力库到加州电力危机。
第三阶段年～年，电力市场体系完善阶段。从英国NETA，到年欧洲第三能源法案发布。
第四阶段年以后，新能源发展和新型能源体系构筑阶段。国际金融危机以后，各国普遍将新能源发展作为新的经济增长点，新能源和分布式能源获得迅速发展。
目前，全球电力市场已经发展出稳定的、成熟的标杆模式，其要点包括：
第一，竞争环节和垄断环节完全分离的行业组织结构;第二，批发市场涵括长期、中期、短期电能量合约(金融的或物理的)市场，现货市场和实时平衡市场，交易品种丰富、流动性强;第三，有明晰的容量补偿机制，有完整的辅助服务交易机制或集中购买机制;第四，零售用户实现了全开放。
但是，这一电力市场结构、机制往往适应于传统大型发电的技术、成本和运行特性，当出现大量分散的、接近零边际成本发电，且是间歇性的、不灵活的发电，就需要对原有的市场安排进行修正。新能源发电比重的迅速提升对电力市场化改革和电力市场建设的深刻影响主要体现在三个方面：
一是需求侧响应的重要性空前提升。新能源的波动性使得电力供应侧和需求侧同时处于波动状态，从而对供需两侧的调节能力和响应能力要求大为提高，需求响应从一个辅助性手段提升到市场核心环节，电力市场建设乃至新型能源体系构筑都越来越强调围绕需求和需求响应为中心来进行。
二是容量市场或容量补偿机制已不可或缺。随着新能源渗透率的提升，以及对新能源优先的市场安排，传统发电越来越成为调峰电源，发电小时数下降，同时新能源零边际成本特性拉低市场均价，使得传统发电收益下降，投资积极性无法保护，影响长远供电安全，原有的单一电能量市场都在计划搭建容量市场或采取容量补偿机制。
三是电力市场同时向范围扩大和分层优化两个方向发展。扩大电力市场范围，有助于抵消不同区域新能源之间的波动性，降低系统整体预测的不确定性，提高整个市场的调节能力和对新能源的吸纳能力。但同时，电力市场将更加重视分层优化、逐层交互，基于局域能源互联网的能源“微市场”将得以长足发展。大范围电力市场可以在数量众多的、机制创新的、自主交易活跃的微市场之上融合而成，而不是行政搭建。
综上，我们可以得出一个结论：全球电力市场建设已经进入新的阶段，上一阶段建立起来的标杆电力市场体系与已经日益成为主角的新能源和分布式能源大规模发展将存在越来越大的不适应性。中国可以不必从传统经典的自上而下的电力市场起步，而是直接建设基于能源互联网特别是局域能源互联网，与新能源和分布式能源大规模发展相适应的、自下而上的新型电力市场。电力市场建设可以与能源互联网共同跨越式发展，可以避免路径锁定，可以取得后发优势。
我国能源互联网的引领优势
能源互联网的发展，以电改和气改为制度前提。中国的电改和气改虽然在世界上属于跟随者，但当前正处于一个非常有利的时间窗口，总结有以下几点：
全球的低利率时代和低能源价格时代。低利率有什么好处?低利率时代对于改革和创新就是相对宽松的时代，因为利率低位，许多错误都能包容，对创新回报的期望会降低，所以这是改革创新的一个最好的时代。第二，电力能源的整体过剩。第三，基本成熟的理论和社会实践。第四，其他网络性垄断行业的改革。第五，上一轮改革的探索和知识的普及。第六，日益成熟的市场主体。第七，资本市场和非传统能源企业的高涨的热情。第八，中央“四个全面”战略和能源革命这样一个大背景。
中国的能源互联网会像我们的移动互联网一样，将会取得跨越式发展，弯道超车，引领全球。原因如下：第一，我们拥有一个高度集中统一的能源网。尤其电网和气网，主要是央企的作用。第二，我们拥有跳跃发展的移动互联网。中国的移动互联网是跳跃式地发展并领先全球。第三，我们有国际领先的ICT公司。以华为和中兴为代表。第四，完备的装备和信息工业体系。如果要建能源互联网，所需要的一切，最好是在一个省里面都能解决。第五，庞大的产业园区。第六，典型的园区经济模式。第七，正在建设中的基础设施。
我国经济发展的一大特色是园区经济，这为能源互联网提供了绝无仅有得天独厚的优势。
目前，我国国家级园区大数个，省级园区大数个，市县级园区数以万计。多能互补的文件有这么一句话，“到年，各省(区、市)新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右”。如果这一目标真能实施，我们做了一个测算，就是按30%的国家级、20%的省级和10%的市县级来进行改造，也就相当于“十三五”期间供能系统改造规模要达1.5亿千瓦，直接投资规模2万亿以上。
这些都给我们发展能源互联网提供了广阔的空间。同时，能源互联网的配套和相关产业存在巨大的发展需求。
一是天然气管网需要补课式发展，二是产业园区能源体系需要集中改造、升级发展，三是智能电网的倒推发展，四是城市管网和智能城市的痛点式发展，五是ICT和数据中心的爆炸式发展，六是可再生能源基地和P2G的携手发展，七是电动汽车不可阻挡的发展。
综上所述，我们对中国的能源改革、能源革命和能源互联网的发展充满信心，这是由全球能源发展与改革所赋予中国的后发优势，是当前全球宏观经济形势和我国宏观经济所处的经济阶段，以及我国能源与信通产业积累的雄厚基础所共同赋予我们的独特优势所决定的!(本文刊载于《中国电力企业管理》年10期，作者系中电国际政研室主任)
汉能造车：是演绎太阳能神话还是水中捞月?
不久前落幕的深圳双创周上，汉能展示的太阳能跑车被围了个严实。车头旁一有空就有观众补位，摆拍合影。
年7月，停牌逾一年之际，汉能发布了4款Solar系列全太阳能动力汽车，并称之为移动能源重要战略成果。汉能方面负责人回复记者表示，汉能正在申请新能源汽车资质，计划两年左右取得，而全太阳能动力汽车商业化量产大概需要三年左右时间。对太阳能造车的未来，相比汽车专家审慎乐观，太阳能业内人士却投下“不信任票”。
造车路漫漫
新能源汽车市场，汉能造车不仅要面对根基健稳的锂电池垄断，还要直面以氢为代表的新型燃料电池动力汽车更快一步商业化成熟。
汉能造车并非一时心血来潮。年，汉能就计划移动能源战略落实到太阳能汽车、太阳能无人机等领域。李河君7月2日驾驶汉能SolarR跑车进入发布会现场，也让汉能造车计划正式进入聚光灯下。
发布会上，4款全太阳能动力汽车车身覆盖3.5~7.5平米砷化镓薄膜，充足阳光下日照5~6小时，大约可以发8~10度电，保证行驶80公里左右。
具体落实上，汉能方面负责人回复证券时报记者，汉能掌握核心砷化镓薄膜电池芯片技术，并采取开放式的价值链整合合作模式。除了自有资金，汉能还会开放股权，吸引战略投资者，完成太阳能汽车的量产开发和制造。
7月汉能与福田汽车集团签署了战略协议，拟联合开发太阳能超级客车。福田汽车董秘办工作人员介绍，现阶段双方合作尚无进展。值得注意的是，福田汽车与汉能签约太阳能客车战略协议前，已经获得了新型燃料电池汽车订单。
汽车行业券商分析师向证券时报记者表示，燃料电池汽车可能比太阳能电池汽车启动更快，毕竟海外已经有丰田Mirai量产车型，售价30~40万元，把此前实验产品拉入了大规模商业化区间，大量上市公司都积极布局燃料电池。业内人士估算，即便太阳能汽车现在上市，售价不可能低于50万元。
相比，汉能兆瓦级太阳汽车生产主要在美国，产品尚未上市出售，生产资质还尚未到手。
汉能方面负责人回应证券时报记者，国家已经开放了非汽车企业进入新能源汽车生产资质申请，汉能正在开展相关工作，计划两年左右取得国家新能源汽车生产资质。
全国清洁汽车行动协调领导小组办公室专家组组长王秉刚向证券时报记者表示，太阳能汽车是将太阳能转化为电能对汽车进行能量供给，能量转换性质与电动汽车相同，所以太阳能汽车生产资质应该会参考电动汽车标准。
两者成本对比，王秉刚表示，氢燃料动力汽车涉及燃料存储、运输等要求，基础设施成本可能会高于全太阳能动力汽车，但是目前来看燃料动力稳定性更好，国内尚在研发，而国际已经有比较成熟的路线。
成本难乐观
汽车创新研究会会长张志勇表示，太阳能动力将会成为未来汽车动力的一种，但是应用技术难度大，天气、光照等条件都会挑战动力稳定性。汉能方面补充指出，汉能全太阳能动力汽车也是电动汽车，同样支持充电桩充电，并且配备有储能电池，最大续航能力达公里。
相比汽车专家，光伏行业专家对太阳能汽车鲜有乐观。有专家指出，目前来看如为纯太阳能汽车价格会非常贵，且太阳能以外的辅助能源必不可少。
按照汉能规划，全太阳能动力汽车量产阶段，薄膜太阳能电池组件成本降有望降低90%以上，完全可以达到市场可接受价格范围。作为核心技术，汉能砷化镓薄膜太阳能电池的转化率已达31.6%，理论上薄膜发电的转化率可以提升到50%以上。
不过，光伏专家对这项数据现实应用意义提出质疑。
南开大学电子信息与光学工程学院教授、博士生导师孙云指出，目前砷化镓三结叠层电池技术的转化率达到了35%，但那是通过倍阳光聚光直射才达到的转化效率，人们寄希望于四结或五结叠层电池实现更高效率。另外，据接近汉能人士称，太阳能应用到移动能源，光源不稳定，缺少集群效应，除了效率问题，还涉及到其他调控设备，才能实现稳定、高效发电。
“单结太阳电池效率若超过40%，目前还没有找到可实现的光伏材料和电池器件结构。”孙云表示。
对此，汉能方面负责人表示砷化镓薄膜太阳能发电这一新技术目前的成本比较高，公司将提高薄膜电池芯片的转化率、加快设备国产化的改造，以及薄膜太阳能芯片组件和汽车大批量生产及应用，降低成本，应用范围从卫星航天器到高空长航无人机，到民用的服装、背包、电子产品和移动终端等。
孙云表示，砷化镓电池由于原材料和低产量的生产制造方式，导致其成本高，目前主要用在空间项目，地面使用的聚光电池，事实表明也无法与晶硅电池竞争。另外，北京桑林蓝天自控技术有限公司总经理、首席技术官王晓义向证券时报记者介绍，目前来看，砷化镓技术确实是太阳能移动能源的唯一选择，但具体的量产、商业化时间表，取决于企业自身的研发和资金实力。
东北电力辅助服务市场专项改革试点获批
年10月28日，国家能源局发布《关于同意开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点的复函》，同意开展东北电力辅助服务市场专项改革试点工作。
《复函》针对东北能源监管局此前上报的《东北区域电力辅助服务市场专项改革试点方案》提出，电力辅助服务市场应体现“按照对系统实际贡献补偿”的原则，探索建立由电力用户承担辅助服务费用的机制。
同时，《复函》强调发电企业要严格执行调度指令，不得因参与电力辅助服务市场交易影响民生供热质量。
今年初，国家能源局将东北电力辅助服务市场列为电力体制改革专项试点，东北能源监管局为做好试点工作，加快建立符合东北实际的辅助服务市场机制，组织有关电力企业和高校专家起草了《东北电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》，计划以东北电力调峰市场为基础，围绕调峰等东北电力系统稀缺的辅助服务资源，开展多品种、多形式、多主体的市场化交易，以更大程度解决系统运行困难，消纳可再生能源，引导能源生产和消费革命。
吉林省开展售电侧改革试点获批坚持市场定价
今后用谁家的电自己说了算，售电市场为用户提供更多的用电选择权。
日前，国家发展改革委办公厅和国家能源局综合司发布关于同意吉林省开展售电侧改革试点的复函。
此次获批意味着，今后我省将有序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，为用户提供更多的用电选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。
1日，记者在采访中了解到，吉林试点启动，标志着电网统购统销的模式正在逐渐破冰。
重磅消息
我省售电侧改革试点获批
复函指出，结合实际细化试点方案、完善配套细则、突出工作重点，规范售电侧市场主体准入与退出机制，多途径培育售电侧市场竞争主体，健全电力市场化交易机制、加强信用体系建设与风险防范，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，并在试点基础上及时总结经验，尽快扩大改革覆盖面。
复函要求，试点工作要始终坚持三条原则:一是坚持市场定价的原则，避免采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价;二是坚持平等竞争的原则，发电企业通过投资建设专用线路等形式向用户直接供电的，应当符合规划，履行社会责任，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费;三是坚持节能减排的原则，对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的企业，不得借机变相对其提供优惠电价和电费补贴。
未来目标
培育多元化的售电侧市场主体
根据吉林省开展售电侧改革试点方案内容显示，今后将通过向社会资本开放售电业务，培育多元化的售电侧市场主体，提高用户的参与度。通过电力市场竞争和需求侧管理，提升能源利用效率，为用户提供综合能源服务，促进互联网、节能服务等技术的应用。
此外还将以售电侧改革为突破口，加快电力体制改革进程，形成有效竞争的市场结构和市场体系，建成规范、高效、公平的吉林省电力市场。3至5年内，除保留必要的公益性发用电计划之外，放开全部发用电计划。
定位细化
售电公司分三类
据了解，今后售电公司种类，将分为三大类，第一类是电网企业的售电公司;第二类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;第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
售电公司定位: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。售电公司可以作为用户参与电力市场交易，应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，除按规定履行信息披露义务外，不得泄露用户其他信息，服从电力统一调度管理，科学管理用户负荷，逐步形成一定比例的需求响应能力。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。
配售电公司的区别: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。
鼓励发展方向:发电企业及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式能源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。允许电网企业组建独立法人、独立运作的售电公司。拥有分布式能源电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。
准入门槛
资产总额不得低于2千万
与此同时，方案中对于准入和退出机制，也有说明。
先来看，准入条件。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。
再来看资产要求。资产总额不得低于2千万元人民币;资产总额2千万元人民币的，可以从事年售电量6亿千瓦时的售电业务，资产总额每增加1千万元，准许售电量可增加3亿千瓦时;资产总额在2亿元人民币及以上的，不限制售电量;拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。
同时，要有一定数量的专职管理人员和掌握电力系统基本技术经济特征的专业人员。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，具备用户管理、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。人员和设备的具体数量、标准按照国家有关规定执行。
此外，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;申请配电网经营权的售电公司应按要求获得电力业务许可证(供电类);国家法律、法规等规定的其他要求。
违反法律法规
将被强制退出市场
通过门槛，才能进入市场。但这并不代表没有约束。
市场主体准入程序，需符合准入条件的市场主体可自主选择电力交易机构注册，获取交易资格。
办理注册时，自主交易市场主体应按固定格式签署信用承诺书，并按规定提交相关资料。接受注册后，电力交易机构应通过“信用中国”网站和省政府指定网站，将自主交易市场主体满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期1个月。
公示期满无异议的自主交易市场主体，注册手续自动生效。电力交易机构将公示期满无异议的市场主体纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理并向社会公布。电力交易机构按月汇总自主交易市场主体注册情况，向国家能源局东北监管局、省政府有关部门和政府引入的第三方征信机构备案。
市场主体退出方面。市场主体违反国家有关法律法规、严重违反交易规则和破产倒闭的须强制退出市场，列入黑名单，3年内不得再进入市场。退出市场的主体经公示后，由电力交易机构从自主交易市场主体目录中删除，并注销市场交易注册。
市场主体退出之前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。有关市场主体准入、退出办法按照国家的规定执行。
意义何在
售电业务放开破冰“统购统销”
一次改革，勾勒未来市场方向。
公开资料显示，电改推进后，酝酿出一个过万亿元的庞大市场，而国内资本也已纷纷参与，目前全国已成立了到家售电公司。常规模式下，此类企业大多以“电力批发商”角色进驻市场，从发电厂购买电力后销售给电力用户，售电公司依靠中间的差价形成盈利点。
吉林省开展售电侧改革试点意味着什么?
卓创资讯分析师冯俊萍在接受记者记者采访时表示，“售电侧改革”的核心是售电业务放开，吉林试点启动，将是国内首度对售电领域市场进行变革，也意味着电网统购统销的模式正在逐渐破冰。
冯俊萍认为，售电业务即可以是发电企业直接面对最终用户(目前试点的直购电)，也可以是发电企业把电卖给售电公司，售电公司直接面向最终用户。而电网公司将专司电网建设维护和输电服务。输配售业务电网公司继续独揽意味着售电侧的市场化改革只是电网公司的内部市场化，而非售电侧市场化。因此，售电侧的市场化改革就是对电网公司的重新定位，这是电改能否有效推进的关键。
上海电力亿元收购巴基斯坦卡拉奇电力公司
KE公司也是巴基斯坦唯一一家从事发、输、配、售电及电力服务的纵向一体化业务的电力公司，完成收购后，预计上海电力的经营业绩有所提升，盈利水平进一步提高。
中国电力公司在巴基斯坦的地位在逐渐加强，继水电、核电、火电等电力项目的承建外，巴基斯坦的一家主要电力供应商也即将被收入中国电力公司囊中。
10月30日，国家电力投资集团旗下上海电力投资股份有限公司(021.SH，下称上海电力)发布公告称，已经与迪拜阿布拉吉集团签署了关于收购巴基斯坦卡拉奇电力公司(下称KE公司)的股份买卖协议。
根据公告，上海电力将以现金17.70亿美元(约合.9亿元人民币)收购KES能源公司持有的KE公司的.36亿股，占KE公司总发行股本的66.40%。这意味着，上海电力将实现对KE公司的控股。
界面新闻记者致电上海电力董秘办相关人士，其表示，该项目已履行了企业的决策程序，后续还将通过国家发改委、商务部等部门的审核，以及巴基斯坦竞争委员会、巴基斯坦电力监管部门等机构的审批、授权等，预计该收购最快将于年完成交割。
上海电力表示，该收购的目的一是做大做强主业，落实海外发展战略;二是完善产业布局，积极参与“一带一路”沿线电力项目。
KE公司成立于年，拥有百年历史，是巴基斯坦的上市公司。在上海电力完成对其收购前，迪拜阿布拉吉集团是KE公司的实际控制人。
作为卡拉奇市及其毗邻地区的主要电力供应商，KE公司也是巴基斯坦唯一一家从事发、输、配、售电及电力服务的纵向一体化业务的电力公司。该公司运营五座发电厂，总装机容量达到.3万千瓦，约占巴基斯坦总装机容量的10%。
此外，KE公司还拥有69个输变电站和座各类配电站。其服务的用户有万户，覆盖面积达6平方公里，年的最高供电负荷约万千瓦。
从财务数据上看，KE公司的盈利情况良好。截至财年末，该公司的总资产达到约为36亿美元(约合.94亿元人民币)。财年，实现营业收入约18.8亿美元(约合.38亿元人民币)，净利润约2.8亿美元(约合18.97亿元人民币)。
上海电力表示，本次交易完成后，预计上市公司合并财务报表的营业收入将大幅增长，公司的经营业绩有所提升，盈利水平进一步提高。
另一方面，看重巴基斯坦电力市场强劲的需求，以及未来广阔的市场空间，也是上海电力进行该收购的重要原因。
巴基斯坦电力需求与发电量存在较大差距，电力供需矛盾明显，从年开始进口电力，但仍不能解决供需矛盾。夏季用电高峰期时，城市每日停电时间可达12小时，农村每日停电时间可达16小时。根据世界银行统计数据，年巴基斯坦人均用电量尚不足世界平均水平的1/6，未来电力需求增长潜力巨大。
上海电力在上述收购中也将面临诸多风险。例如，KE公司的发电、输电、配电设备相对陈旧、落后，检修成本高，面临日趋激烈的市场竞争，具有无法满足市场需求的风险。
但这也是上海电力的优势所在。未来，上海电力可进一步将先进的技术、设备以及管理经验引入到KE公司，优化其经营水平和管理水平，提升其盈利能力。
由于巴基斯坦在政策、法律等方面还具有不确定性，与中国企业的经营理念、企业文化等经营环境方面也存在差异，业内担心这会给该项目带来阻碍。
针对该问题，上述上海电力董秘办人士对界面新闻记者表示，公司多次组织对该项目进行可行性专题论证，并组织了各类尽职调查团队多次赴巴基斯坦，从多领域对KE公司进行了细致详尽调查，对面临的风险已经做了充分的预判。
本次交易具体将分两步完成。第一步阶段交易股份为KE公司的约.55亿股，约占KE公司总发行股本的61.4%股份，支付对价为16.62亿美元(约合.61亿元人民币)。第二步阶段交易股份为KE公司的约13.81亿股，约占KE公司总发行股本5%股份。
新能源消纳难能源局表示要搞电力灵活性建设
国家能源局电力司司长黄学农日前指出，中国对可再生能源的提升重点必须从“千瓦”转移到“千瓦时”。
对于“千瓦”到“千瓦时”的变化，黄学农解释，就是要以确保电力系统安全稳定运行为原则开展电力系统灵活性建设，着力提升电力系统新能源消纳能力，并兼顾高比例新能源并网的系统安全问题，最大限度提升电力系统接纳非化石能源电量的能力。
他是在苏州召开的国际能源变革论坛上提出以上观点。
“十二五”期间，我国加快了非化石电源的发展步伐。全国水电累计投产1.1亿千瓦，水电装机占全国发电装机比重为21.2%;风电规模高速增长，占比由年的3.1%提高至8.5%，成为我国第三大电源;光伏发电实现了累计新增万千瓦;核电在运装机规模居世界第四，在建规模居世界第一。
与新能源跨越式发展相对应的是，从年起，我国煤炭消费量、火电发电量连续两年下降。我国非化石能源消费比重已经从年的8.6%提高到年的12%，超额完成了“十二五”规划目标。
基于此，黄学农提出，未来将重点致力于实施煤电灵活性提升工程、推进灵活调节电力设施建设、推动新型储能技术发展及应用、全面提升电能替代水平、科学优化输配电网建设等方面的工作。
具体来看，黄学农称，我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调峰电源比例小，作为主力调峰电源，煤电的灵活性不足，缺乏需求侧调节手段。黄学农指出，要根据不同地区调节能力需求，科学制定各省煤电灵活性提升工程实施方案。
优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力，适度积累煤电机组的快速增减负荷和快速启停改造运行经验。到年，完成对全国2.2亿千瓦煤电机组的灵活性提升工作，其中热电机组1.33亿千瓦，纯凝机组万千瓦。
在推进各类灵活调节电力设施建设方面，黄学农提出，要加快已纳入规划的抽水蓄能电站建设，适时开展新一轮选点规划;在具有天然气价格优势、气源有保障、调峰需求突出的地区，发展燃气机组进行启停调峰;积极支持太阳能热发电，推动产业化发展和规模化应用，鼓励建设具有较好储热能力的项目;加快推进西南地区龙头水电站建设，缓解西南水电的丰枯矛盾，提高流域梯级水电站的综合调节能力。
与此同时，要不断优化和提升电网调度水平，加强电力系统与现代信息、控制技术的深度融合，构建多层次智能电力系统调度控制平台，实现电源、电网、用户之间电力潮流和信息的双向流动。
随着我国能源消费总量的增长，电力在能源消费中的比重不断提高，电力清洁低碳转型发展势在必行。黄学农表示，要加快新型储能技术的研发创新，重点在大容量液流、锂离子、钠硫、铅炭电池等电化学储能电池、压缩空气储能等方面开展创新，提高新型储能技术的转换效率和使用寿命，降低单位度电使用成本。
阳江核电17%股权被挂牌50亿中电控股时隔三年再“出手”
10月31日，香港两大电力供应商之一的中电控股公告称，已通过一间全资附属公司提交收购阳江核电有限公司(以下简称阳江核电)17%股权的受让申请。该申请已提交给北京产权交易所(以下简称北交所)。不过，由于公开挂牌程序的性质，中电控股并未透露具体金额等相关数据。
此前的10月8日，中广核电力在北交所公开挂牌出售阳江核电17%股权，挂牌价为50亿元，出售事项完成后，中广核电力仍将直接及间接持有阳江核电共61.2%的股权，继续保持阳江核电的控股股东地位。
抛售或因融资需求
资料显示，阳江核电是中广核电力旗下的非全资附属公司，拥有三台各兆瓦已投入商业运行的发电机组及另外三台各兆瓦的在建发电机组。由中广核电力、广东核电投资有限公司(以下简称广核投，全资附属公司)、中广核一期产业投资基金有限公司(联营公司)与广东省粤电集团有限公司分别持有46%、30%、7%及17%的股权，此次出售的17%股权分别来自中广核电力持有的12%股权和广核投持有的5%股权。
数据显示，年，阳江核电的营收为44.53亿元，净利润为7.87亿元，净资产(所有者权益)为.18亿元。根据17%的股权50亿元的挂牌价可粗略估算，阳江核电%股权高达.12亿元，相比年的净资产.18亿已经上涨了1.07倍。
对于出售的原因，中广核电力在公告中仅解释称，引入其他股东方有助于整合市场资源，提升市场开拓能力，争取未来更多电力市场份额，亦可更直接和有效地借鉴和引入新股东方的成熟经验和先进理念，进一步提升经营管理水平。
一位不愿具名的港股能源行业研究员在接受《每日经济新闻》记者采访时则表示，此次出售主要是“缺钱、融资和减债”三方面原因。在该名研究员看来，50亿元的出售资金估计是用来支援公司早前公布的收购，这包括收购控股股东中广核集团旗下的广西防城港核电61%股权、陆丰核电%股权及中广核工程公司%股权，总对价约为99.2亿元。
“在30亿元的首次付款后,剩下的69.2亿元如果以债券融资的方式募集，对中广核电力来说负担会很重，相比较之下，50亿元出售股权不仅可以减轻公司负债负担，还可消除市场对潜在股权融资稀释权益的担忧”，该研究员指出。
三年前的收购曾被叫停
对于此次受让方，中广核电力设定了严苛的条件——核电发电行业有效存续10年以上的企业法人，在大型商用核电站的运营和安全管理方面具有丰富经验、良好业绩和人才储备等等。
《每日经济新闻》记者了解到，此次“出手”的中电控股为香港有名的犹太家族嘉道理家族所持有，是中广核在大亚湾核电站的合作方。大亚湾核电首台机组——1号机组已于年实现并网发电，从这一层面来看，大亚湾核电已安全运营23年，符合上述条件。
中电控股“觊觎”阳江核电也由来已久。早在年，中电控股便宣布与中广核达成合作协议，入股广东阳江核电站项目，中电控股将占项目17%权益。但到年，这一事项因故终止。
时隔3年，中电控股再度出手，是被拒还是如愿以偿，目前仍然是未知数，但根据挂牌程序，挂牌交易将于11月2日终止，届时，符合资格受让方将获发通知。中电控股在公告中亦坦言，受让申请不一定会成功。假若受让申请成功，仍须待双方就正式协议达成共识及签署以落实受让内容，该协议还需获得监管机构的审批，方可做实。
一位核电央企人士向记者解释，中电控股3年前的收购被叫停有一定的背景原因。年日本福岛核事故发生后，国内暂停审批新核电厂项目，使得阳江核电施工延误。但“今时不同往日”，沿海核电已于去年重启，核电作为清洁能源前景向好，不过，国内核电发展也面临新的课题。比如电力供需宽松背景下核电的消纳问题，电改背景下核电如何参与市场竞争以及公众对核电接受程度等等。
能源局：年太阳能发电平均上网电价最高
国家能源局发布年度全国电力价格情况监管通报，当年度全国发电企业平均上网电价为每千千瓦时.25元人民币(下同)，按年下降2.61%。电网企业平均购销差价(含线损)为每千千瓦时.48元，按年增长4.02%。
具体来看，太阳能发电平均上网电价最高，每千千瓦时为1,.89元。水力发电最低，为每千千瓦时.93元。
年，全国燃煤机组平均上网电价为每千千瓦时.2元，按年下降4.16%。其中广东最高，每千千瓦时为.76元，蒙西最低，每千千瓦时为.32元。
青海向江苏输送5亿千瓦时新能源电
根据青海与江苏两省政府所签订《年青电送苏框架协议》，11月1日起，青海开始向江苏输送新能源电量，至年末完成5亿千瓦时送电量。
青海是中国太阳能最为丰富的地区之一，目前清洁能源产业正以每年万千瓦的速度递增，并相继建成海西州柴达木、海南州共和两个百万级大规模集中并网光伏发电基地。
中国国家电网青海省电力公司调控中心主任张洪平此前介绍，年青海省内电力需求增速放缓，加之光伏等新能源发展迅猛，青海电网需在全国寻找光伏消纳市场。
据了解，《年青电送苏框架协议》于年9月6日签订，协议确定在今年第四季度外送青海省海南州新能源5亿千瓦时电量，其中主力送电任务由目前全球最大的“水光互补”电站——龙羊峡水光互补光伏电站承担。
根据中国国家电网青海电力公司测算，5亿千瓦时电量折合6.万吨标准煤，相当于减排二氧化碳15.吨。
中国国家电网青海省电力公司交易中心交易结算处副处长马耀武介绍，考虑到年为初期试验送电，电力交易由北京电力交易中心平台组织，中国国家电网公司以及青苏两省电力公司将根据框架协议及平台交易结果明确具体的月度送电曲线和价格。
郴电国际：有望凭借多年配电网运营经验持续扩大配售电业务
前三季度公司售电、售水业务稳定增长。郴电国际已在贵州水城设立售电公司,顺应电改异地扩张配售电业务。公司具有多年地电配售电运营经验。
16年1月公司与贵州水城政府及经开区合资成立配售电公司,迈出异地扩张配售电业务的第一步,将显著扩大公司售电业务规模。
公司主业地处国网、南网地缘交界处,同两网有着多年的竞争、合作经验。随着国家放开增量配电网运营市场,公司有望凭借多年配电网运营经验,持续扩大配售电业务。
电改催生售电新模式整合资源从哪入手?
能源+互联网，能源行业的服务更综合了。电力与互联网的联结，对区域能源运行产生较直接的影响。
随电力体制改革快节奏进行，售电业的模式也发生改变。被我们所熟悉的售电模式大致是这样的，通过电力行业竞价或定价，直面市场，大用户进行直接交易，并配置独立的售电企业，这种模式多为借助低价来累积用户。区别于普通售电模式，即售电+服务模式，通过公开配网与开放售电，借助电力能源综合服务来增强用户的粘合度。
电改早已开始，整个过程可以说是长期的，而互联网的参与加快了这一进程。通过搭建一套售电系统，可以实现在线需求相应、风险控制、购电代理等服务，一方面实施竞价机制，一方面增加附属服务，严格把控风险，积极对用户需求进行相应，逐步推进电力的市场化进度，增强用户的粘合度。
此外，结合用户的需求，电改还在能源综合服务上有所提升。能源不仅局限在电力上，还在燃气、冷热等能源上进行覆盖，综合服务从资源、资金、技术三大核心点渗入，具体而言，包含投资、工程、运营等多项服务。技术层面的逐步突破，资金链的平稳，资源的整合，从这些方面渗入服务，将增强能源服务的综合竞争力。
能源平台的搭建，将这种服务更好的落地。借助信息系统、管理平台，能源在信息与服务上逐步实现增值，并逐步拓展价值、能源与信息流。互联网与电力能源的有效结合，正在逐步形成有竞争力的良性生态循环。
重庆：完成电能替代项目个替代电量13.77亿千瓦时
10月20日，记者在国网重庆市电力公司获悉，年重庆完成个电能替代项目，相当于减少了百万吨二氧化碳的排放。实施电能替代后，一个玻璃窑炉每天可减少两三千元运行费用，每年至少可节省近千万元。
今年以来，重庆在全市范围大力推广电能替代项目，以电能取代污染严重的燃煤、燃油锅炉等耗能设备，并针对一些用能大户的设备运行特点，制定了更加高效的电能替代方案。截至目前，该市已完成多个电能替代项目，电能替代电量13.77亿千瓦时。来自水力、风力和超低排放燃煤电厂的清洁电能，取代了原有的低能效、高污染设备，相当于为全市减排了百万吨二氧化碳。
当日，记者走进重庆正川永成医药材料有限公司生产线车间，该公司技术部门负责人告诉记者，在国网重庆北碚电力公司帮助下，公司对生产线实施电能替代改造，在成本和环保等方面收获了非常明显的效益，将在生产线上总计投入12个玻璃电窑炉，以降低成本，达到节能减排的目的。
据了解，该公司是亚洲最大的药用玻璃瓶生产商，其生产线原本采用的是燃气玻璃池窑。天然气本身是较为清洁和廉价的能源，但用以加热池窑中的玻璃液，会产生大量无效能耗，热能利用率只能达到35%，而在电能替代技术改造后，用电极直接插入玻璃液中加热，热能利用率则可达到80%以上。
目前，该公司一个燃气玻璃池窑每天耗气一万方，气费在1.8万元左右，另外还要加每天元上烟气处理设备运行成本，而玻璃电窑炉每日耗电2度左右，加上循环水设备运行费，每日总成本在1.7万至1.8万之间，不仅成本得到有效控制，也减少了排放污染。
此外，国网重庆市电力公司相关人士表示，目前实施的电能替换项目中，有一部分属于正川永成这样的能效提升项目，而更多项目则是燃煤、燃油替代项目，在节能减排方面有着明显效果。
晋北至江苏特高压工程阳泉段全线顺利架通
近日，在平定县西回镇新庄村外的山坡上，晋北至江苏±千伏特高压直流输电线路工程阳泉境内第二标段的建设者们架设完成了最后8.2公里的线路。该项工作的完成，标志着该特高压建设工程阳泉境内线路全部提前顺利架通，这也是我省境内第一条架通线路。
山西晋北至江苏±千伏特高压直流输电线路工程是国家重点工程，也是阳泉公司今年的重点项目，此项工程线路全长1公里，阳泉境内涉及83公里的线路架设，涉及盂县、平定两个县区10个乡镇的近80个村庄。
作为纳入国家大气污染防治行动计划的重点输电通道，晋北至江苏±千伏特高压直流输电线路工程全面采用我国自主研发的特高压直流输电技术和装备。
阳泉境内的线路架设，于年10月3日正式开工，自开工以来，克服地形环境复杂、自然灾害等多种不利因素，在工程建设单位、属地协调单位、当地政府等多方联动下，工程历时天，较工程计划提前1个月，实现了全线架通。
工程建成后，将有力促进我省能源基地集约化开发，以输电替代输煤，推进火电、风电联合外送，提高资源利用效率，实现风电等新能源大范围消纳，有力促进我省资源优势转化为经济优势。
国网超高压自主研发装置通过产品鉴定
10月29日，中国电力企业联合会在山东省淄博组织召开产品技术鉴定会，超高压公司自主研发的“直流输电工程接地极线路故障测距装置”经鉴定总体达到国际先进水平，其中的核心技术达到国际领先水平。
高压直流输电工程接地极线路发生故障时可能导致直流输电系统停运，对西电东送主网架安全稳定运行的影响很大，对直流输电设备安全和沿线油气管网、人畜安全同样存在隐患。接地极线路故障具有运行电压低、故障信号小、故障发生概率大、瞬时性故障多的特点，导致接地极线路故障测距装置的可靠性普遍不高。为解决接地极线路故障测距可靠性低的问题，超高压公司成立了专项研究攻关组，针对直流输电系统不同运行方式特点，首次提出了一种将脉冲注入法和单端故障行波法相结合的接地极线路故障测距方案，实现了直流接地极线路故障的快速准确测距。此外，项目组从一开始就注重产研结合，在国内外核心期刊发表论文12篇、申请专利14项、出版专著1部、登记软件著作权5项，开发了可应用于现场的实际装置，成功应用于±千伏金中直流工程中，现场应用结果表明该产品运行稳定、可靠，可有力保障直流工程安全、稳定运行。
据悉，通过鉴定后，该产品已具备大规模生产和应用的条件，可极大地促进科研成果的进一步应用转化。
甘肃省首条±1千伏特高压直流输变电工程验收
11月2日讯据西部商报报道10月31日，国网甘肃省电力公司检修公司验收人员对甘肃首条昌吉至古泉±1千伏特高压直流输电线路工程完成了线路验收。
据了解，该输电线路是我国在世界上首次将直流电压进一步提升至±1千伏，输电容量提升到万千瓦，从而实现了“直流电压、交流网侧电压、输送容量”全面提升。
东北首例模块化变电站落户辽宁电网
10月31日获悉，由国网辽宁省电力有限公司承建的东北地区首例模块化变电站试点工程—66千伏北山变电站原址新建工程设备安装目前已全部完成，进入调试验收阶段，预计11月份正式投入运行。
据了解，66千伏北山变电站被列入国家电网公司模块化智能变电站试点工程，成为了东北地区内的首座模块化智能变电站。该站从设计到建设阶段都具有“标准化设计、模块化组合、工厂化生产、集约化施工”等特点，通过电气一、二次集成设备最大程度实现工厂内规模生产、集成调试、模块化配送，减少现场安装、接线、调试工作，建筑物采用装配式结构，工厂预制、现场机械化安装，按工业建筑实现标准化设计，统一建筑结构、材料、模数等，实现设计、建设标准化，充分体现当代的先进性、东北地区的适应性和建设成本的经济性。
据该工程相关负责人介绍，66千伏北山变电站相比常规66千伏变电站站内结构更加紧凑，能有效节省土地资源。由于设备、土建主体部分均为工厂预制加工，施工方便，大大节约工程成本，既保证了变电站集成化设备的质量和安全性能，又提高了变电站的整体效能。
浙江电力公司成立智能配电网技术中心
10月29日，从国网浙江省电力公司传来消息，该公司智能配电网技术中心于日前成立。该公司通过整合系统智能配电网技术和工作方向的各类资源，进一步增强配电网设备管理、技术监督、支撑服务及科技攻关等方面的技术力量，引领和支撑智能配电网的建设和发展，主动适应售电业务面临的新形势、新变化，实现打造高可靠、高品质配电网的工作目标。
目前，国网浙江电力智能配电网技术中心主要承担该公司配电网及设备的运维技术支撑工作，协助运维检修部做好配电网及设备的专业管理工作;完成配电网科研规划和发展规划的编制以及科研攻关任务;做好配电网相关的基础、前沿和重大攻关项目的实施，制定配电网技术的中长期发展战略等。
据该中心相关负责人介绍，年将初步建成配网故障模拟仿真实验室，构成配网数模混合仿真平台及动态模拟系统。通过搭建具备配电网不同接地方式、不同类型实验室环境，构建多维度配电网短路接地故障试验检测案例库，满足国网浙江电力配网故障指示器、配电自动化终端、一二次融合等配网新设备性能检测需求。
在科技攻关方面，该中心将以客户需求为导向，利用浙江电科院无功电压控制、电力电子应用、新能源接入等技术力量和实验室设施，研究配电网不同网架下故障发生机理，以探索故障研判措施;结合智能配电设备和配网运行状态信息，探索配电网智能运维和状态评估;探索适应新能源接入、能源互联和用户需求的新型配电网形式;通过科研攻关，提升中心技术力量，以引领和支撑国网浙江电力智能配电网的建设和发展。
下阶段，该中心将明确目标，统筹发展，建立健全运转机制;提前储备，加大投入，加强技术能力建设;主动靠前，协同协作，加强技术支撑。智能配电网技术中心将能够引领和支撑国网浙江电力智能配电网的建设、运维和发展。
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