发改委将出台一揽子电改配套措施

3月16日，《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》内部印发。虽还未正式对外发布，但新电改即将开启的万亿售电市场、能源互联网等新兴生产力下的电力新业态，已被市场翘首企盼。

　　据上证报3月23日报道，新电改确定的重点路径是：“放开输配以外的竞争性环节电价，放开配售电业务，放开公益性和调节性以外的发电计划，交易机构相对独立、加强政府监管，强化电力统筹规划”。对于行业热议的电网拆分和输配分开等破除垄断问题，文件表述为“深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究”，并没有更多细节。

　　另外，国家发改委正在牵头制定N个配套细则，包括稳步推进电力改革工作、有序售用电计划、促进电力市场化交易、电力交易机构组建和运营办法、配售电业务准入和监管办法、售电侧体制改革、社会资本进入增量配电领域和输配电价核定办法等指导意见。

【深度】新电改将重新塑造发电企业
北极星电力网新闻中心 来源:能源杂志微信 作者:王高峰 2015/3/25
所属频道: 火力发电 水力发电 关键词: 电力体制改革售电侧发电企业

北极星火力发电网讯:新电改方案(下称“9号文”)于本月中旬内部印发之后，迅速成为业界热议的焦点。市场对9号文是否符合市场预期争论不休，各行业也纷纷做出反应，考量本次改革对自己的带来的机会。

事实上，此次电改的最大亮点在于，“推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务”。这无疑为更多的售电主体提供了巨大的想象空间，由于该项业务只会向持有“售电牌照”的组织开放，因此，发电企业可能率先成为受益群体之一。



2002年5号文出台之后，电力体制改革实现了厂网分离，但近些年来电网企业独家买卖电力的格局一直难以打破，为了在发电侧和售电侧引入竞争机制，国家在部分地区试点了大用户直购电，尽管这一实验至今进展有限，但很大程度上让发电企业在售电侧业务上实现了重大突破。

本次电改方案明确规定，国家将有序缩减发用电计划，根据市场发育程度，直接交易的电量和容量不再纳入发用电计划，发电电价则有参与市场交易的用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。这就意味着，未来发电企业与用户之间的直接交易将会逐步放开，在当前经济增长乏力、用电小时数下滑的背景下，发电企业与用户直接交易大幅增加，将有效提升坑口电站、水电和大容量火电机组的发电量，进而提升发电企业的业绩。

据有关机构测算，当前我国平均销售电价为0.492 元/千瓦时，2014 年我国全社会用电量为5.52 万亿千瓦时，简单测算全国售电市场容量为2.72万亿元，如果剔除第一产业及城乡居民用电后，市场容量约为2.3 万亿元。这一蛋糕可谓极具诱惑。

由于具备先天优势，发电企业可以快速切入售电市场，通过大量抢占大中型工业客户，在售电业务领域施展拳脚，抢占先机。这其中，地方发电企业由于具有地方政府背景、在审批牌照和新建电源方面具有优势，可能率先一步成为电改的受益者。有消息称，在当前电改试点中的深圳市场上，有可能出现第一张售电牌照。

事实上，发电企业参与售电业务在国际上也是一种趋势。在英国市场上，共有20家售电企业，排在前6位的均为欧洲发电巨头，如意昂集团、法国电力等，他们占据了英国售电业务90%以上的市场份额。

对中国市场而言，发电企业近些年还有一个“痛点”——水电价格被人为压低，造成同质同网不同价的尴尬长期难以打破，这在很大程度上影响了发电企业的利润，尤其是新建水电站，在现有上网电价格局下，盈利压力越来越大。

市场化改革之后，“输配以外的竞争性环节电价放开”，水电企业将获得市场化合理电价的历史机遇，压抑已久的水电上网电价将会获得有效释放，进而提升水电企业的盈利预期。

当然，售电侧的放开，也会进一步加速售电企业之间的竞争，尤其是具有成熟的销售渠道和电网建设运营经验的地方电网企业，将成为发电企业的最大竞争对手。

(作者为《能源》杂志副总编辑)

原标题:新电改将重新塑造发电企业

新一轮电力体制改革让市场主体获得红利
我要评论
2015年03月25日 19:14:16 来源： 新华网

（今日关注·电力体制改革）新一轮电力体制改革让市场主体获得红利——访发展改革委体改司巡视员王强

新华网北京３月２５日电（记者赵超）《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的出台意味着新一轮电力体制改革大幕拉开。为什么要进行这项改革？改革的重点在哪里？改革将带来哪些红利？记者２５日就这些问题采访了国家发展改革委体改司巡视员王强。
记者：进一步深化电力体制改革的重大意义是什么？
王强：电力行业是关系国家能源安全、经济发展和社会稳定的基础产业。进一步深化电力体制改革，是贯彻落实国家全面深化改革战略部署的必然要求；是发挥市场配置资源的决定性作用、实现我国能源资源高效可靠配置的战略选择；是加快推进能源革命、构建有效竞争市场结构的客观要求。
记者：为什么说深化电力体制改革必须在充分考虑国情及发展阶段的基础上进行？
王强：纵观国际电力体制改革的历程，各国改革的模式、路径与本国的经济体制、能源资源禀赋、经济发展阶段、电力工业发展历程等密切相关，不存在某一固定模式。我国以公有制为主体的基本经济制度、能源资源与能源需求逆向分布的格局和经济社会较快发展等基本国情决定了我国电力体制改革不能简单照搬西方模式，只能从我国实际出发，探索出一条具有中国特色的改革发展道路。
记者：为什么说管住中间、放开两头是深化我国电力体制改革的合理选择？
王强：管住中间是指对具有自然垄断属性的输配电网环节加强政府监管、实行政府定价，确保电网公平开放、市场公平交易，并更好地实现电网科学规划，充分发挥电网规模效益、提高管理效率。放开两头是指在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，放开用户选择权，形成多买多卖的市场格局，价格由市场形成，发挥市场配置资源的决定性作用。管住中间、放开两头的体制构架符合国际电力市场化改革的基本特征，符合我国的基本国情和发展阶段，也是兼顾市场手段和政府作用在电力行业发挥功能的最佳方式。
记者：进一步深化电力体制改革的重点和路径是什么？
王强：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制构架，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究；进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
记者：进一步深化电力体制改革的实施步骤是什么？
王强：电力体制改革是一项系统性工程，要在各方共识的基础上有序、有效、稳妥推进。一是方案出台后，积极研究制定改革相关的各项配套政策；二是制定改革试点方案，防范改革风险；三是在电价改革、市场体系、售电侧放开、增量配电业务投资和新能源发展等方面，通过试点推进，逐步探索改革实施的道路。
记者：参与改革的市场主体能获得什么红利？
王强：一是发电企业可以通过降低生产成本、提高生产效率的方式，增强竞争力，争取更多的发电量和收入利润；二是电网企业将改变传统赢利模式，通过重新定位电网功能和电网收益机制，使得电网企业管理目标更加清晰，更加注重提高效率；三是允许各类资本进入售电领域和新增配电领域，将给其带来新的潜在盈利机会；四是通过竞争机制的建立激发电网企业降本增效，充分保障用户的权益；五是电力用户用电更加便利，工业和商业电力用户拥有自主选择权，增强了市场中的议价能力，带动供电服务质量的改善，用户权益可以得到更好保障。

深度解读

　　参与方案讨论专家首次深度解读新电改

　　本文是能源记者刘丽丽根据对曾鸣教授的采访资料整理而来，以下是专访全文。

　　9号文件相比5号文件有哪些继承、调整和超越？

　　总体而言，本轮电改方案是比较务实的，综合考虑了改革需求和可操作性原则，相比于12年的“5号文”，更具有现实意义。虽然两个文件都是围绕“放开两头、管住中间”这条基本路径展开讨论，但9号文件体现的核心价值取向与当年的5号文件具有本质的不同，因而不是其简单延伸。

　　与上轮电改不同的一个重大前提是，本轮电改的大背景已经发生了历史性的根本变化。变化的两个重要标志：一是国家已经明确了“能源革命”战略构想，二是中央已经决定全面建设“法治社会”。

　　9号文件在如下几方面有所超越当年的5号文件：

　　第一，核心价值取向的不同。本轮电改的核心价值取向是旨在建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型。而上轮电改的价值取向旨在通过厂网分开，打破垄断，引入竞争，剥离关联交易，加快扩大电力供给规模。

　　第二，暂时不考虑输配分开和电网调度独立。当年的5号文并没有达到预期的改革目标，此次方案制定过程中也进行了反思。我也曾经在多个场合、多个研究报告中提出，调度独立和输配分开并不是科学合理的选择。

　　第三，明确提出要加强规划。12年后，最大变化就是可再生能源并网的比例越来越大，使发电侧和用电侧具有双侧随机性，电力系统的整体规划必须强化。从这个方面来讲，此次电改绝对不是12年前5号文的延续，应当形成一套新的电力体制规划方法体系。

　　第四，本轮电改的关键不在于电力企业的拆分重组和盈利模式的改变，而在于新型电力治理体系管理框架的顶层设计，其中政府能否在改革的政策激励和法制环境设计上有所作为至关重要。政府在改革的顶层设计阶段对于如何运用市场杠杆，以及如何用“看得见的手”对市场化体制、机制、政策措施、法律法规、监管等方面进行设计、建立和引导，激励改革目标的实现等方面，必须能够发挥主导性甚至决定性作用。

　　如何理解三个“有序放开”？

　　三个“有序放开” 是为了发电侧和售电侧能够建立电力市场而提出的，就是要将发电侧原有的发电计划，发电厂的上网电价放开；售电侧的终端用户电价以及用电计划放开。这样利于形成发电用电市场。当然，放开的是可以进入市场的电量和服务，经营性之外的电量和服务不能放开。

　　方案中特意强调了“有序放开”，这意味着这几个方面要循序渐进，分阶段的放开，不能短时间内彻底放开。具体地，对于每一个“放开”，有序有不同的意义。

　　对于输配以外的竞争性环节电价，用户选择权的放开应分阶段、分用户类别有序进行。根据国际经验，应首先开放大用户的购电选择权作试点，其次建立合理的输配电价形成机制，妥善处理销售电价的交叉补贴问题，逐步放开中小用户选择权。

　　对于向社会资本放开配售电业务，应分阶段构建多元化的售电主体。售电侧市场放开需要逐步引入多元化的售电公司，随着售电侧市场化改革的稳步推进，不同售电主体的构建或引进还应充分考虑可操作性、市场成熟度等因素，分阶段、有规划的开展，降低改革风险。

　　对于公益性和调节性以外的发用电计划，不能短时间内彻底放开，需要一个循序渐进的过程。在供应侧，各机组的初始投资，使用寿命以及机组状况都不尽相同，各电厂不太可能站在同一起跑线上参与市场竞争，现阶段完全依靠市场可能会造成资源浪费，甚至国有资产流失，对于清洁能源发电尤其如此。在用电侧，一些特殊时段区域电力系统仍会出现一定的电力缺口，需要对用户用电进行计划，保证电力系统安全稳定运行。

　　交叉补贴未来是否要通过逐步涨价解决？

　　交叉补贴机制的改革应循序渐进，不可一蹴而就。在我国现有国情下，短期内完全取消交叉补贴是不现实的，更是不可行的。因此在改革交叉补贴机制的过程中应秉持效率优先的原则，充分考虑各地区工商业用户和居民的电价承受能力，在维持现有销售电价水平的基础上，以明补代替暗补、少补代替多补，逐渐提高居民电价、适当降低工业用户电价，逐步减少销售电价中交叉补贴。

　　另外，交叉补贴机制改革应保护民生，不可盲目提价。我们之前已经做过相关研究，以西南某省为例测算，取消交叉补贴可提高GDP及人均可支配收入。然而，作为居民而言，百姓最关心的是电价的上涨会“增加百姓负担”。

　　因此，在交叉补贴改革的过程中不应盲目提价，对居民电价的调整可以通过生命线电价的方式实现，具体而言，就是规定居民用户每人每月用电量在一定标准以下时，仍按现行的优惠电价予以收费，超出此规定范围的电量除收取其电费外可以征收适量的电力普遍服务基金。在以后条件成熟时，再逐渐提高居民用电价格。

　　如何有效监管和规范电网企业成本？

　　按成本加收益方式对电网输配电业务实行独立定价，监管电网企业的输配电总收入，这是政府加强对网络型自然垄断环节价格监管的重要举措和有益探索。为了有效监管和规范电网企业的成本，应在电网有效资产的具体核定方面下工夫。但确实存在一定难度。

　　原因有多方面，例如电网的有效资产包括哪些？每个省电网公司的情况都不一样，电网有效资产核定起来比较困难，尤其是存量部分历史形成因素比较复杂；又例如普遍服务所需要的交叉补贴，怎么有效核定？采用什么模式实施？怎么配合两头电价进入市场？这些问题可能要比较长时间逐步解决，因此目前还是以试点为主。

　　辅助服务分担共享新机制和辅助服务市场有什么异同？

　　建立辅助服务分担共享新机制是一个解决老问题的新方法。要实现市场化交易，解决好辅助服务是关键。在原来的体制机制下，切实有效的辅助服务责任分担机制可以说几乎是没有的。在本轮改革思路下，配售电业务要放开引入社会资本，对此，电网将不再无条件保障用户的用电需求，此时建立新的辅助服务机制非常关键。

　　辅助服务分担机制是一种被动承担的模式，而辅助服务市场则是制度框架下主体主动通过市场来承担的模式，两者之间还是有差别的。但是，就目前的国情来看，通过分担机制作为过渡，应当是理性的、合理的选择。

　　而《意见》中按照“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，主要通过合约方式由发电企业或者电网企业来提供，应该说符合实际情况和大众思想。但是，未来还是应该探索建立“辅助服务市场”等更加灵活的形式。

　　未来的电力期货和电力场外衍生品交易需要满足什么条件？

　　未来，随着电力市场化改革的推行，竞争环境下的电力生产和消费方式将发生根本性变化，以电价剧烈波动为首的市场风险凸显，因此电力期货和电力场外衍生品交易还是有可能会产生的，这类衍生交易可规避电力市场的价格风险，优化资源配置，进而有利于电力体制改革深化及电力系统的稳定发展，但是目前来看，可能距离这种交易还比较远。

　　当前，我国正在进行电力体制改革，电价依然由国家实行监管，电力现货市场尚未完全放开，对于建立何种模式的电力期货未有定论，但电力市场化改革和电力期货上市二者之间相辅相成的关系将成为未来电力市场发展的动力之一。

　　鉴于国外成熟电力市场相继引入了金融衍生品交易，有的成功运营至今并不断完善，有的则以失败告终，在建立我国电力期货及衍生品交易时，有必要结合我国电力市场发展的进程和特点，对我国电力金融衍生品交易的可行性和有效性进行探讨和论证，尤其需要剖析国外成功市场的经验，探寻其交易机制和模式上的优势。

　　如何理解“继续完善主辅分离”？

　　“主辅分离”是2002年电改提出来的主要任务之一，此次电改再次提到“继续完善主辅分离”，在我看来不应当是上次电改的简单延续，而应当具有新的含义。

　　在此次电改中，节能减排、绿色低碳再次被摆到了一个更重要的位置上，因此这里的“主辅分离”的新含义应当是充分调用各类辅助服务资源，包括分布式发电、需求侧响应、负荷优化等技术，为清洁能源发电提供辅助服务，从而降低清洁能源发电对电网安全稳定运营的不利影响、提高清洁能源发电并网比例、促进清洁能源的高效开发利用。

　　电力交易机构如何产生？相对独立如何理解？

　　要实现电力交易机构的独立，必须具备三个方面的市场基础条件：一是灵活合理的价格机制，二是严格完善的监管体系，三是坚强统一的大电网平台。只有在以上三个条件同时具备时，电力市场竞争的公正、公平和透明度才能更好的实现，才能为供需两侧市场的有序开放以及“多买多卖”市场格局的形成创造条件。

　　但就目前我国电力市场运行状况来看，交易机构独立的三个条件并不具备。在这种情况下，不宜将电力交易机构独立。但是我国未来售电侧放开、大用户直购电交易是改革的重点方向、同时也是改革需要，因此电力交易机构的“相对独立”仍然是比较可取的过渡手段。

　　社会资本进入增量配电业务和售电业务，需要满足什么条件？

　　社会资本投资增量配电业务，技术条件和资质条件肯定要过关，这是必须要满足的。这里想多谈一些关于社会资本的投资责任问题。电网的投资建设，尤其是配电网的投资建设不仅是一项经济行为，更多的是要承担社会普遍服务的责任。

　　我国还有很多地方，尤其是边远农村、山区、落后地区，网架结构还很薄弱，在这些地方进行配电网投资是很难收回成本的，投资者不应当只顾为大用户、工业用户增加配电网投资而忽视了社会普遍服务的责任。同时，既然引入市场机制，那么未来如何刺激市场参与者为这些落后用户提供配电网建设，也值得我们深思。

　　要进入售电领域，技术水平、技术指标也必须要过关，关键在于要保证进入售电市场的售电主体必须满足节能减排的要求。在这方面，应综合考虑国家的环保要求与能耗标准，优先开放污染排放低的发电企业参与直购电，鼓励煤耗低、排放少、节水型火电机组参与直购电，限制能耗高、污染大的机组，已到关停期限或违反国家有关规定的机组，不得开放。

　　从目前情况来看，传统燃煤发电在大用户直购中的优势明显，风电、光伏发电等低碳化电源的先天劣势在短期内无法弥补。因此，这就需要设立碳减排标准，通过行政手段强制发电企业提高发电低碳化水平，确保大用户直购的电是符合国家要求的、低碳的电。

　　进入售电市场被认为看起来很美，实际上很难，企业需要注意什么？

　　只能提供一些售电侧市场建设需要注意的地方，但是这些建议也是将来想要进入售电行业的企业必须重点关注的。此次售电侧改革必须要研究解决以下几个具体问题：

　　第一，研究需求侧响应资源如何引入到售电侧市场中来，使得终端用户真正有能力、有可能、有动力选择供电商，充分利用不断进步的智能电网技术，为用户提供更为个性化的用电方式；

　　第二，研究如何让新售电机构有激励并且有义务为用户提高用电效率、优化用电模式、增加清洁能源消费比例，并且优化整个电力系统用电负荷曲线。未来新的售电机构不能通过采用增供促销的手段来盈利，重点应放在竞争出售用电(节电)服务方面。政府对于售电机构的监管与考核应该是用户的用电效率、用户单位用电的效益等指标，而不是用电量。

　　对于提高用电效率的售电机构要给予奖励，反之则要惩罚。如果通过售电侧放开，引入竞争机制能够促进用户节电、提高用电效率、节能减排，比目前垄断下的节能减排更有效率，那么电改才算成功了；

　　第三，提出售电侧放开的各阶段目标和措施，明确售电机构的盈利机理和模式，同时要保证普遍服务，并且能最低限度影响售电侧市场的经济效率。同时，要有严格的监督保障机构来保证这套机制的执行，最关键是保证用户的正当权益得到保障，要充分保护用户的选择权、知情权、市场定价的参与权等基本权利，也要保障新成立的售电公司的正当权益。

　　第四，电力的稀缺性、安全性、短期价格无弹性、普遍服务要求、对于环境的影响、投资的专一性等等，将使得建立一个公平充分竞争、消费者利益有保证的市场比较困难，因此未来如何在市场中规避市场力，尽可能降低其寡头特征，提高市场竞争效率等，是亟需研究解决的问题。

　　如果上述问题不能获得有效解决，就会是这样一种前景：只管住了中间，而两头放开将迟迟实现不了。也就是说，12年前厂网分开一夜之间实现，竞价上网等了12年还没有到来的情况将再次重演。

　　还有哪些方面改革会在条件合适时继续推进？

　　电改还需贯彻落实售电侧市场改革、加强电力系统规划和法律法规制定三个方面。

　　对于规划层面，必须实现电源规划与电网规划统筹协调、国家电力规划与地方电力规划的有效衔接，同时提升规划的科学性和权威性。在这方面，综合资源规划应当在电力体制改革过程中占有重要的战略地位。

　　满足电力需求增长的传统思维模式是单纯注重增加资源供应，综合资源规划和电力需求侧管理建立了以提高需求方终端用电效率所节约的资源同样可以作为供应方替代资源这样一个新概念，使可供利用的资源显著增加，可节省大量供应侧资源投入，同时提高需求侧用电效率，当未来大规模的间歇性随机性的新能源电力接入电网之后，综合资源规划和电力需求侧管理及需求侧响应对于实现电网电力的瞬间平衡具有重大的意义。

　　在法律法规建设层面，主要有以下几个关键点：第一，重新制订《电力法》，并与《可再生能源法》、《节约能源法》等配套法规相衔接，形成涵盖电力供应、消费、技术、体制诸方面的电力法规体系。

　　第二，新《电力法》的核心价值取向应由过去的“加快发展、保障供应”转向“绿色低碳、节能优先”，绝不是仅仅在原来基础上的文字增删修订，而应作“革命性”的重塑。

　　第三，应当在新《电力法》中做到四个明确：明确建设能源节约型社会中全社会和全体公民必须承担的法律义务；明确国家电力工业综合资源规划设计主体的法律定位；明确电力市场主体各自的法律定位，尤其是规定电网企业强化公用事业的性质以及作为IRP实施主体的功能定位；明确保障、鼓励分布式发电、微电网和智能化电网大力发展的相关条款。

　　第四，尽快出台与新《电力法》相配套的政策措施，建立相应的监督机制和实施保障机制。（能见派）

行业研报

　　电力行业：电改促使分布式成入口

　　电改理清价格，工商业用户电价下降成趋势

　　《通知》中间明确提出需要未来参与电力市场交易用户的购电价格将分成三部分：市场交易价格、输配电价(含线损)、政府性基金三部分。第一部分电价原来是由行政化手段制定，当时为了保障居民用电，所以提价的时候往往只针对工商业用户，最终形成了交叉补贴。现在出现了居民供电成本高，但价格低，工商业供电成本低，但价格较高的倒挂现象。《通知》中间明确提出要妥善处理电价交叉补贴的现象，所以居民电价必然逐步上升，工业园区、商业用电价格必然下降，分布式光伏IRR 随之下降。

　　管住中间，放开两头诞生新商业模式，保守估计空间在3500-4500 亿《通知》中“管住中间，放开两头的体制框架”。在这个框架下，电网的盈利模式将从依靠上网电价和售电电价的差转向按照政府核定的输配电价收取过网费。电改后可以通过直购电等方式，降低终端用户电力成本，从而为中间商或者企业创造出盈利空间。2014 年国家电网售电34694 亿KWH，2013 年南方电网售电7433 亿KWH，目前工商业用及大工业电价格平均约0.72 元/KWH，平均上网电价为0.41 元/KWH，政府性基金费用在0.065 元/KWH 之间，参考深圳配电费用约为0.144 元/KWH，故其空间为3500-4500 亿/年【=(34694+7433)X(0.72-0.41-0.065-0.144)】。

　　分布式成为电力需求入口，未来可向能源综合管理转变

　　《通知》指出“开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制”，要求积极发展分布式电源，完善并网服务，加强和规范自备电厂监督和管理，并且全面放开用户侧分布式电源市场。并且提出“允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电；允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易”，光伏分布式开发商在与产业园区合作较为深入，如嘉兴模式。光伏企业可以通过分布式切入直购电，针对用户用电特征完成用电供需匹配，从单纯的电力供给向综合的电力服务转型。

　　电力市场化必然趋势：辅助服务分担共享新机制

　　电力市场化后，各个企业对频率、电压和备用电源的要求会逐步体现到价格上去。《通知》明确提出，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，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。我们认为，以光伏为代表的分布式新能源运营商将会面临一次洗牌，以往调频、调压及备用的辅助服务是电网承担，但是现在这些将很明确的通过“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，约定各自的服务服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用”，这对部分无法保障电能质量的光伏运营企业将有较大的挑战。

　　投资机会：光伏电站后市场：爱康科技，阳光电源(关注)，林洋电子(关注)。

　　风险提示：政策为纲领性文件，需要进一步落实细则。（光大证券）

新电改方案出炉：电量电价将由买卖双方自已定
　万众期待的“新电改方案”——《进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称《意见》)终于在千呼万唤中出来了，此时距离2002年的《电力体制改革方案》已经时隔13年之久，意味着推动十余年之久的我国电力市场化改革“破冰”再次迈出了实质性一步。

　　电网的售电利润被打破

　　“此次新电改方案，将原本属于电网的售电利润打破，然后进行再分配，发电、用电和电力设备企业都可以来重新分配。”广州社科院一位不具名的研究员昨日接受信息时报记者采访时表示，“新电改”方案的核心内容，包括有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；改革和规范电网企业运营模式，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，按照政府核定的输配电价收取过网费等等。

　　民生证券对此分析称，新电改最核心的问题是竞价上网，即形成电价由市场决定的机制，使得电力用户拥有向不同的市场主体购电的选择权，电力生产企业可以选择向不同的用户卖电，电力买卖双方自行决定电量、电价。电改政策的出台，将开启全国5.5万亿度售电对应的万亿元级别市场，随着售电市场的放开，五大电力集团及有资金实力的民营资本集团有望率先进入。

　　电改还有待继续

　　不过上述研究员也告诉信息时报记者，新电改方案可能不会是电改的最后一步，因为此次改革也还不够彻底，很多实质性的问题并没有真正得到解决。“比如说2002年就已经提出的输配分离，因为触及了电网的最核心利益暂时被搁置；再比如售电侧放开本来是本轮电力改革的最大红利，有望改变目前电网公司统购统销的垄断局面。民资本来竞争力就有限，现在对于这些领域是否愿意介入还有待探讨。这些被搁置的问题究竟如何解决？恐怕还要等到下一份文件再来改革。”

　　宏源证券分析师陈磊昨日接受信息时报记者采访时表示，放开电力领域需要一个循序渐进的过程，“先进来一批和现有电网关系比较密切的资本，利用资源配置优势取得一定利润空间，慢慢地放水把鱼养大，把他们培养成为利益相关者，形成新的支持电改的利益团体，再让他们一起成为下一波电力改革的推动者，对于改革的推动来说才是一个有益而且有效的过程”。

新电改方案充满妥协色彩 焦点仍在电网上
陈其珏 姜隅琼
2015年03月26日09:08 来源：中国证券网-上海证券报

原标题：新电改方案充满妥协色彩 焦点仍在电网上
　　新一轮电改让市场主体获得红利

　　跨越山重水复、冲破重重藩篱，电力体制改革终于在13年后蹒跚重启。

　　中共中央、国务院近日印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称《若干意见》)，这意味着新一轮电改大幕拉开。

　　尽管过程曲折，评价莫衷一是，但无论如何，电改终究重新出发了。更重要的是，新方案所蕴含的“落地”精神与全体用户参与的色彩决定了其与以往改革的不同点。从这个意义而言，新电改仍值得期待。

　　电改在争议中前行

　　按照国家能源局副局长王禹民的说法，电改的节点还是落在电网。而围绕电网高度一体化的垄断经营模式，衍生出是否拆分和是否输配分离两个焦点问题。一度，围绕上述问题的争论甚嚣尘上，亦成为电改艰难步进的缩影。

　　最终，《若干意见》确定的电改路径是“放开输配以外的竞争性环节电价，放开配售电业务，放开公益性和调节性以外的发电计划，交易机构相对独立、加强政府监管，强化电力统筹规划”。至于电网拆分和输配分开等破除垄断问题，文件表述为“深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究”，事实上回避了这一问题。

　　上证报记者了解到，输配分开等核心问题也曾被列入改革盘子，相关研究包括“输配电管理体制及其价格研究”、“电网调度体制问题研究”等。就此，发改委还多次召开研讨会，国家电网、南方电网、五大发电、四大辅业集团和各地方政府代表悉数到场。

　　一位全程参与讨论的专家告诉上证报记者，南网当时建议将全国电网拆成几大区域电网，增加南方管辖区域，理顺云南和两广送电；国网则以电网安全稳定运行和经济性为由反对拆分和输配分开；发电集团列举了电力宽松的事实，要求调度独立。专家之间分歧也较大，甚至在内部展开了“电力市场属性”的大讨论。

　　反对者以前电力工业部官员为代表，认为我国还没做好完全市场化的准备，电力是特殊的商品，必须有政府管制和政策性输配电机构即电网的兜底，保证电力运行的安全性，输配分开现阶段也不具有可行性。支持者称“全球电力市场放弃市场化和竞争的例证，不是没有成本、没有弊端，改革是趋利避害，但绝不能放大成本和弊端因噎废食。”

　　在这种背景下出台的《若干意见》注定充满了妥协的色彩，但并非没有新意。事实上，交易机构相对独立、单独核定输配电价等的提出对原本铁板一块的电力市场来说已算不小的突破。

　　“就电力市场建设而言，中国有三个选择：相对独立、完全独立和彻底放开。目前的电改以”相对独立“亮相，必然收尾于”彻底放开“。至于单独核定输配电价则是硬币的两面，一面可以使现有电网企业沿着老线路更新换代；另一面则也能触发全国性电网的拆分整合，为改革主导者的选择提供时间和空间。”国际著名能源专家、中国经济体制改革研究会电力体制改革研究组组长武建东昨天在接受上证报记者专访时如是评价。

　　新电改具“落地”精神

　　“本轮电改的核心在于推动中国能源体制改革甚至革命、打通中国能源发展的”高速公路“。”武建东透露说。

　　作为电改的重要推动者，武本人亦是《深化中国电力体制改革绿皮书·纲要》一书的主编。该书被视为本轮电改的理论指南。

　　据他介绍，此次改革方案和以往改革的最大不同点，首先在于强调了“落地”精神，即把各方利益整合起来。其次，这个方案突出了一个“事后监督”的精神，即中央有关部门未来可在一定周期内“算账查账”。由此，改革进入一个既要实事求是、又要阶段性总结攻坚的新层面，具有复杂性、生态化、平台型的特点。

　　“这次改革的本意是让全体用户参与——这就和2002年的电改有了本质不同——电改不再是电力产业制定的部门改革，而成为一项社会改革。”武建东说。

　　在他看来，中国能源体制改革的三个主要目标包括：解决市场结构不合理的问题；解决价格形成不合理的问题；解决政府监管不合理的问题。而类似当初的农村体制改革，能源体制改革也是为了还原能源的商品属性，厘清政府、市场和企业的关系。

　　“之前农村改革是通过对地方政府放权获得改革的纵深发展，而从本轮电改开始，是通过对企业和用户放权，做出重大的改革推进。电改正是在这一大的改革逻辑下展开的。”武建东说。

　　不过，也有业内人士对改革不彻底颇有微词。业内专家王冬容接受上证报记者采访时认为，新电改方案融合了各方思想和诉求，“包括激进的、保守的、改革派和温和派等，导致方案中出现相互矛盾的地方。算是一种组合疗法，以中医为主，体制上动作不大。”

　　中国人民大学经济学院教授吴疆则告诉上证报记者，正式方案中由于缺失了“电网企业不再负责电力统购统销”、“实现电网企业输配电业务独立核算”等条款而变得很不彻底。下一步专项改革工作方案的研制、各项电改任务的推进，势必还将经历很多上下、左右、内外的互动与博弈。

　　构造电力新生态

　　一边争议不断，另一边博弈连连。最终，方案的推出也几易其稿，时间延宕，从初稿成形到落定花了近一年时间，从高层签字到文件正式下发又经历了三个多月时间。事实上，方案出台本身之难已可佐证改革之艰。

　　在一些业内人士看来，本轮电改的亮点之一在于放开配售电市场，并提出积极发展分布式，因此举将改变未来我国电力市场建设的方向。

　　王冬容也认为，方案在机制建设和行业管理上着墨较多，最大意义是“新兴生产力”的想象空间。

　　“如果说上次电改的价值取向旨在通过厂网分开、打破垄断、引入竞争、剥离关联交易、加快扩大电力供给规模，那么本轮电改的核心价值取向是旨在建立一个绿色低碳、节能减排和更加安全可靠、实现综合资源优化配置的新型电力治理体系，推动我国顺应能源大势的电力生产、消费及技术结构整体转型。”华北电力大学教授曾鸣接受上证报记者采访时说。

　　与之相应的，一系列配套改革细则正在“胎动”。华北电力大学教授张粒子在回复上证报记者采访时说，发改委很快会下发一系列配套改革文件及落实情况，这有助中国真正建设电力市场。


　　电改重新出发，如何避免重蹈2002年电改执行情况的覆辙，关键还在落实。一位发改委专家认为，新电改路径首先要准确界定电力行业各环节的性质；实现网运分开、管好中间；最终才是搭建统一、开放、竞争、有序的现代电力市场体系，逐步放开全部竞争性环节价格。

　　“电改不会很快到第四步，前三步要扎实，才能为第四步做准备。前一轮电改止步于厂网分开恰因急于进行第四步。”他说。

　　曾鸣也对上证报记者表示，如何构建售电侧电力市场是决定此次电改能否成功的关键，也是最为严峻的挑战，否则“只管住了中间，而两头放开将迟迟实现不了。12年前厂网分开一夜之间实现，竞价上网等了12年还没有到来的情况将再次重演。”

电力体制改革再出发：三问新一轮电改
2015-03-26 07:52:43 来源：新华网 作者：

　　《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》近日出台，标志着新一轮电改大幕开启。业已走过十年历程的电力体制改革，为何要“再出发”？改革方向是什么？又会如何影响电力和相关行业？记者采访了相关专家。

　　电改为何再启？

　　2002年国务院正式批准《电力体制改革方案》，决定对电力工业实施市场化改革。经过十余年的改革历程，电力行业破除了独家办电的体制束缚，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。

　　但与此同时，电力行业发展还面临一些矛盾和问题。其中，交易机制缺失、市场化定价机制尚未完全形成等问题仍然突出，造成了市场配置资源的决定性作用难以发挥，节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生。此外，现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。

　　“电力行业的矛盾和问题不断累积，煤电矛盾、电荒频现、厂网发展不协调、新能源并网消纳困难等，使得计划与市场、垄断与竞争的深层次矛盾表象化，影响国家经济发展和能源安全。”中国国际经济交流中心副研究员景春梅认为，新旧矛盾的交错并存，反映出推进电力体制改革已迫在眉睫、刻不容缓。

　　国家能源局副局长王禹民此前接受媒体采访时表示，电力体制改革的重点就是要解决五个问题：一是要还原电力商品属性，形成由市场决定电价的机制，以价格信号引导资源有效开发和合理利用。二是要构建电力市场体系，促进电力资源在更大范围内优化配置。三是要支持清洁能源发展，促进能源结构优化。四是要逐步打破垄断，有序放开竞争性业务，调动社会投资特别是民间资本积极性，促进市场主体多元化。五是要转变政府职能，进一步简政放权，加强电力统筹规划。

　　电改如何推进？

　　电力体系庞大而复杂，电力体制改革更是一项系统工程，需权衡利弊、全盘考量、稳妥推进。“再出发”的电改到底走向何方？此次改革方案，明确了“三放开、一独立、三强化”的总体思路。

　　“三放开”是指在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。

　　“有序向社会资本放开配售电业务，这是本轮电改新方案的最大亮点，标志着我国一直以来电网公司的传统模式被打破。”华北电力大学教授曾鸣说，通过售电侧市场的逐步开放，构建多个售电主体，能够逐步实现用户选择权的放开，形成“多买多卖”的市场格局。

　　在发用电计划的放开方面，景春梅说，我国发电调度长期以来一直采用电厂或发电机组大致平均分配发电量指标的办法，大小火电机组不论能耗高低，都享有基本相同的发电小时数，这种平均主义制约了市场在电能优化配置中的作用，影响节能减排。此次改革就是要遵循市场规律，让企业自主决策。

　　“一独立”是指推进交易机构相对独立，规范运行。景春梅认为，这实际上是还原了电网作为专门的电力输送通道的公益属性，把买卖电的职能交还给发电企业和用户，让电力交易更加独立，消除买卖双方“直接见面”的阻隔。

　　此外改革方案还明确了三个“强化”，即进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

　　“纵观国际电力体制改革的历程，各国改革的模式、路径与本国的经济体制、能源资源禀赋、经济发展阶段、电力工业发展历程等密切相关，不存在某一固定模式。”国家发展改革委体改司巡视员王强说，管住中间、放开两头的体制架构符合国际电力市场化改革的基本特征，符合我国的基本国情和发展阶段，也是兼顾市场手段和政府作用在电力行业发挥功能的最佳方式。

　　“改革不可能一蹴而就，与其不切实际地追求‘一步到位’而踟蹰不前，不如‘小步快走’务实推进。此次改革方案是相当务实的，是电改的‘升级版’。”景春梅说，从还原能源商品属性、构建有效竞争的市场结构和市场体系角度看，这与2002年的方案一脉相承。

　　谁从电改中受益？

　　改革必然触碰利益，电改也将深刻影响电力产业链条上的每一个环节。

　　首当其冲的是电网。根据此次改革方案，电网将不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。

　　“这将改变电网公司以往靠从发电企业购电后，再出售给需求侧，从中赚取差价的盈利模式。”中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕认为，对电网输配电业务实行成本加收益管制方式，将使电网更加专注电网资产运营和提高输配电服务水平；同时，有利于激励电网企业降本增效，促进电网的良性发展。

　　电改对于电力产业链上下游也将产生利好。王强分析，发电企业可以通过降低成本、提高生产效率的方式，增强竞争力，争取更多的发电量和收入利润；电力用户更加便利，工业和商业电力用户拥有自主选择权，增强了市场中的议价能力，用户权益可以得到更好的保障。

　　曾鸣说，在发售电价由市场形成的竞争性电力市场中，售电侧放开将使售电商为客户提供更加高质量的服务以及更加低廉的供电价格以吸引更多用户，这些都将增加电力用户的福利。对于工业用户而言，改革方案鼓励其与发电企业直接交易，这将大大降低工业用户的用电成本。

　　此外，在居民用电方面，欧阳昌裕认为，从目前来看，居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电继续执行政府定价，居民用电价格将保持相对稳定。从长远看，随着售电主体的增加，老百姓也可能有更多的选择，能够追求更加个性化的服务。