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地方電改潮湧 20余省份已推出試點方案

自去年新電改9號文出臺以來，多個省市和地區連續跟進，電改綜合試點和售電側改革試點全面開花。

截至目前，國家發改委共批複18個省市或自治區開展電力體制改革綜合試點(雲南、貴州、山西、廣西、海南、甘肅、北京、湖北、四川、遼寧、陜西、安徽、河南、新疆維吾爾自治區、山東、寧夏、上海、內蒙古)，8個省份或地區開展售電側改革試點(廣東、重慶、新疆生產建設兵團、黑龍江、福建、河北、浙江、吉林)。

堅持市場定價，機制待健全

第一財經記者經過梳理發現，多個省份在電改試點方案中提出，針對特定領域建立優先發電、優先購電制度。山東、內蒙古、湖北、四川、陜西、河南等地提出風能、太陽能等清潔能源優先發電，大力開展電力綠色調度。河南、四川、遼寧、山東等地將農業用電、居民生活用電、重要公共事業、公益性服務行業納入優先購電等範圍，即上述享有優先購電權。

吉林、內蒙古、浙江均要求電網企業承擔供電營業區內的電力普遍服務，保障基本供電;無歧視地向市場主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、 維修、收費等各類供電服務;保障電網公平無歧視開放，向市場主體提供輸配電服務，按約定履行保底供應商義務，確保無議價能力用戶也有電可用。

工作目標上，吉林、湖北均表示，3至5年內除保留必要的公益性、調節性發用電計劃之外，取消競爭性環節發用電計劃。山東省在方案中明確了“電改三年時間表”：2016 年，研究制定山東省電力體制改革實施方案和各專項改革方案，做好相關前期準備工作，包括完成輸配電價成本調查和測算工作，研究制定發用電計劃有序放開、售電市場主體進入和退出的具體辦法，研究制定電力市場交易規則;2017 年，按照國家批準的實施方案落實電力體制改革各項任務。完成輸配電價成 本監審和核定工作;2018年，對電力體制改革情況進行總結評估，進一步修訂完善各項制度，基本形成現代電力市場體系。

吉林、浙江省均詳細規定了售電公司的分類、定位和經營原則。售電分三類：電網企業的售電公司;社會資本投資增量配電網，擁有配電網運營權的售電公司;獨立的售電公司，不擁有配電網運營權，不承擔保底供電服務。

售電公司的定位和經營原則基本相同，即售電公司應當以購售電交易為核心業務，以服務用戶為核心，以經濟、優質、安全、環保為經營原則，實行自主經營，自擔風險，自負盈虧，自我約束。售電公司應當將市場價格水平及時傳導給終端用戶，讓終端用戶享受改革紅利。

國家發改委在上月發布的《售電公司準入與退出管理辦法》對售電公司對資產作出明確要求：準入資格是資產總額不得低於 2000萬元人民幣;資產總額在 2000萬元至 1 億元人民幣的，可以從事年售電量 6億至 30 億千瓦時的售電業務;資產總額在 1億元至 2 億元人民幣的，可以從事年售電量 30億至 60 億千瓦時的售電業務;資產總額在 2 億元人民幣以上的，不限制其售電量;擁有配電網運營權的售電公司的註冊資本不低於其總資產的20%。

在此基礎上，吉林省規定資產總額2000萬人民幣的，可以從事年售電量6億千瓦時對售電業務，資產總額每增加1000萬元，準許售電量可增加3億千瓦時。

與市場主體準入機制相對應的退出機制，吉林、浙江兩省均規定了“黑名單原則”：吉林省要求，市場主體違反國家有關法律法規、嚴重違反交易規則和破產倒閉的須強制退出，列入黑名單，3年內不得再進入市場;浙江則要求進入黑名單的市場主體不得再進入市場，直接註銷。

山東、四川、內蒙古、遼寧、河南均做出了完善跨省跨區電力交易機制的要求。其中，山東提出，按照中長期交易為主、臨時交易為補充的跨區跨省交易模式，推進山東與相關省份的電力市場化交易，促進電力資源在更大範圍優化配置。其他幾個省也明確了建立跨省跨區電力交易與省內電力交易的協同銜接機制，統籌考慮省內外電力資源，同步放開進入市場。

多個省份已成立或籌備成立電力交易中心，此外，陜西、河南、山東等省份將設立市場管理委員會，由電網企業、發電企業、售電企業、電力用戶等組成，實行按市場主體類別投票表決等合理議事機制，主要負責研究審定陜西電力交易中心章程、交易和運營規則，協調電力交易市場相關事項等。

針對居民普遍關註的電價問題，發改委去年發布的《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》指出，應“形成適應市場要求的電價機制”。近日，國家發改委給多地的電改綜合試點方案的複函中也要求，應堅持市場定價的原則。

第一財經記者註意到，北京、山西等地電改方案中均提到電價的市場化問題，要求還原電力的商品屬性、理順電價形成機制。參與市場交易的用戶供電價格可以通過協商確定，或通過集中撮合、市場競價的方式確定。參與市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價、政府性基金三部分組成。輸配電價由政府核定，未單獨核定輸配電價之前，可按現行電網購銷價差作為電力市場交易輸配電價。

與此同時，浙江省規定配電區域內的售電公司或電力用戶可以不受配電區域限制購電。向配電區域外電源購電的，購電價格由發電企業的交易價格、對應配電網電壓等級的輸電價格(含線損和政策性交叉補貼)、配電價格以及政府性基金及附加等四部分組成。配電區域內居民、農業、重要公用事業、公益性服務以外的用電價格，由發電企業或售電公司與電力用戶協商確定市場交易價格,配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)、配電網的配電價格，以及政府性基金及附加組成。

上海、湖北等地都在電改試點方案中提到現行交易機制還不完善的問題。例如，運用市場化機制引導配置資源的能力有明顯差距，價格關系沒有理順，市場化定價機制尚未形成等。

具體來說，競爭性環節由市場決定電力價格的機制還沒有形成，上網電價和銷售電價以政府定價為主，存在交叉補貼，滯後於成本變化，且不能及時合理反映環境保護支出和供求關系變化，制約了市場機制的調節作用有效發揮。

此外，規劃協調機制缺失，監管體系不健全的問題依然存在。電網規劃以企業規劃代替，電力規劃剛性不強。對市場主體行為、電力普遍服務的監管尚不完善，自然壟斷環節價格科學核定和監管機制不到位，電網輸配電成本缺乏有效監管。

地區特色鮮明

發改委已批複的各省電改試點方案中，浙江、山東、廣東、內蒙古等地的改革方向和工作任務顯示出鮮明的地區特色。

以互聯網和中小微企業眾多的浙江省為例，浙江鼓勵互聯網龍頭企業、電務企業、金融機構等投資組建售電公司，開展售電業務。中小微企業可以“打捆”成聯合體、委托售電公司代理等方式參加購售電業務。

山東明確要求加強電力需求側管理和電力應急機制建設。按照常態化和精細化原則，引導用戶實施電力需求側管理，通過加強能效管理、實施需求響應等手段，優化電力資源配置，提高電能利用效率和效益。加強電力應急能力建設，提升應急響應水平，確保電力供需緊張狀態下重點用電需求，保障電力供應安全穩定可靠。

作為全國電改“先行軍”的廣東省日前公示了第五批擬列入售電公司目錄企業名單，合計59家。值得關註的是，公示的第五批目錄名單中出現了一家燃氣企業——廣東珠江燃氣集團有限公司，這也是燃氣企業首次入圍廣東售電目錄。如果這59家企業全部通過公示，加上前四批入圍的151家售電企業，至此，進入廣東售電目錄的企業將達到210家，繼續領跑全國。

內蒙古自治區因地域狹長等原因，全區電網分為蒙東電網、蒙西電網兩部分。蒙東電網由國家電網公司管理，蒙西電網由內蒙古電力公司管理。內蒙古的電力改革方案中，對蒙東和蒙西分別提出了要求。方案考慮到蒙東電網公司經營虧損嚴重、投資能力不足、同價資金缺口較大、電價改革難度大等問題，明確了爭取國家支持政策，多措並舉來解決上述問題;蒙西方面則繼續測算現行電價中交叉補貼額度，明確各類用戶承擔或享受交叉補貼水平，科學實施合理分攤和逐步消化。積極探索采取多種措施 保障交叉補貼資金來源，完善處理交叉補貼的政策措施。

國家電網落實電改：讓21省工商業用電節省168億元

第一財經記者從國家電網獲悉，12月5日，國家電網召開以混合所有制方式開展增量配電投資業務暨交易機構相對獨立運作新聞發布會，公布了以混合所有制方式開展增量配電投資業務、交易機構相對獨立運作等重點改革舉措及成果。

電網輸配電價改革全面提速

會議透露，國家電網正在配合國家發改委加快推進輸配電價改革試點。在該公司的經營範圍內，安徽、湖北、寧夏首批3省輸配電價已經批複實施。北京、天津、河北、河北、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶等多個省級電網以及華北電網等第二批試點單位輸配電成本監審工作基本完成，進入輸配電價測算階段。

目前，除西藏外的剩余13個省級電網輸配電價改革全面提速，10月份啟動成本現場監審工作，預計年底前完成。會議稱，輸配電價改革將為電力市場化交易提供堅實基礎。

推動交易機構組建和規範運行是國家電網在本輪電改中的另一舉措。目前，該公司按照配套文件要求和地方政府批複，以全資子公司和股份制模式成立北京電力交易中心和26家省級電力交易中心，交易機構組建基本完成。其中，北京電力交易中心是國內首家正式註冊的國家級電力交易中心。

而在本輪電改中備受社會關註的售電側改革方面，國家電網編發了《國家電網公司關於做好售電公司、市場交易用戶供電服務工作的通知》，並發布了售電公司、直接交易用戶、市場化零售用戶業務辦理服務指南。這業界認為是“主動了解用戶需求，以快速響應售電公司和市場交易用戶的供電服務需求，為其提高規範、優質、便捷的服務”的體現。

放開增量配電投資業務也是本輪電改的重要內容。在這方面，國家電網的做法是：“向有關部委建言獻策，配合做好有序放開配電網管理辦法研究和增量配電試點項目遴選工作，以積極、開放的態度，引導社會資本投資。”

本輪電改同樣關註到了新能源的消納問題。在這方面，國家電網加快了電網建設，“十二五”期間累計投資約850億元，開工、投運一批特高壓重點工程，促進新能源外送消納。

降低21個省份工商業用電成本約168億元

會議透露，國家電網在深化電力體制改革工作取得的成效包括：

一是有效降低用戶成本。安徽、湖北、寧夏3省核定輸配電價以後，較之前的購銷價差模式，年減少用戶電費支出超過35億元;統籌運用取消化肥優惠電價、跨省跨區電能交易價格下降等電價空間，降低21個省份工商業用電成本約168億元;認真落實國家發改委通知要求，調整優化用戶基本電價計費方式，放寬減容(暫停)期限限制，降低停產、半停產企業電費支出效果明顯，按年計算可達到150億元。

二是市場交易規模不斷擴大。截至11月底，北京電力交易中心和國家電網公司經營區域內各省級交易機構共開展電力直接交易電量5245億千瓦時，同比增長177.8%，發電側競爭形成的降價空間全部疏導到用戶側，為電力用戶降低購電成本271億元。

三是多買多賣市場競爭格局初步形成。目前，國家電網經營範圍內已成立售電公司1221家。完成30個重點城市市區和30個非重點城市核心區配電網改造，加快農網改造升級，為售電市場競爭提供網架支撐。

四是清潔能源消納取得新進展。今年以來，北京電力交易中心共開展水電、風電、光電、核電等清潔能源省間送電量達到3406億千瓦時，同比增長9.1%，接近北京、上海、天津、重慶四個直轄市全年的用電量。累計向華北、華東、華中等負荷中心地區輸送電量3164.5億千瓦時，減少當地標煤燃燒10126萬噸，減少當地二氧化碳排放25240萬噸、煙塵排放106萬噸、灰渣排放2835萬噸，為大氣汙染防治和霧霾治理做出了重要貢獻。

為增量配電投資業務放開提供支撐

近期，國家發改委、國家能源局印發《關於規範開展增量配電業務改革試點的通知》，確定了第一批105個試點項目。其中，會議透露，國家電網公司經營區82個。

會議稱，國家電網公司將積極參與增量配電投資業務競爭，並做好相關服務工作。這些工作具體包括：

一是面向政府，為增量配網投資業務放開提供支撐。根據國家確定的試點項目名單，國家電網旗下各省級電力公司協助地方政府劃定供電區域、明確供電範圍。按照國家有關要求，配合政府部門做好電網統一規劃，加強上級電網建設，確保外部電源的穩定可靠供應。

二是面向試點項目業主，提供優質並網服務。與試點項目運營主體簽訂調度協議，按照電網統一調度原則，做好調度管理和運行監督，確保電網安全穩定運行。

三是面向合作夥伴，爭取多方共贏。國家電網省級電力公司作為投資主體，參與競爭，與符合條件的社會資本合作成立混合所有制供電公司，通過參加招標等市場化方式爭取成為試點項目業主。對國家電網投資控股的混合所有制供電公司，做好信息公開工作，保障各類股東的合法權益。

上述會議還透露，為了深入落實交易機構相對獨立、規範運作的要求，北京電力交易中心將進一步促進市場公開透明運行，擴大電力市場交易規模，促進能源資源大範圍優化配置。

廣東電改降低用電成本12億 用戶稱“有了真正甲方的感覺”

作為電力改革“試驗田”，目前廣東電力市場交易活躍，市場主體迅速增加，價格也日趨合理。

南方電網公司副總經理楊晉柏告訴第一財經記者，相對獨立的電力交易中心確保了交易的公正公平公開，激發了市場活力。南方電網公司區域包括廣東在內的五省區，通過輸配電價改革、落實煤電價格聯動、開展市場化交易等，累計為用戶節約用電成本241.5億元。

第一財經記者實地走訪了廣東電力交易中心，采訪了售電公司、發電廠、用戶和交易中心各個市場主體，了解到售電側改革的紅利得到釋放，對降低成本、結構調整、產業轉移、效能提升都產生了積極影響。同時直接競爭交易增加了風險和不確定性，廣東電力交易中心將完善市場主體準入和退出、違約懲罰、信用管理等機制等。

電力市場交易活躍

楊晉柏表示，廣東電力市場建設成效初顯，改革紅利得到釋放，用電企業通過市場交易降低用電成本，有效落實供給側結構性改革要求，2013年以來用戶累計降低用電成本12億元。

第一財經記者了解到，符合產業政策、行業領先的大型骨幹企業優先進入市場，涉及醫藥、機械、電子電器、石油化工等行業共73家大型骨幹企業大用戶先期進入市場，總用電量約170億千瓦時。

此外，在產業轉移方面，省級產業轉移園區企業優先進入市場,促進粵東西北地區發展,共有569家園區電力用戶進入市場。依托售電市場和售電公司,提供綜合能源服務,提高企業用電效能。

廣東電力交易中心主任楊駿偉告訴第一財經記者，廣東電力交易中心設定了一定的機制來促進節能減排。具體而言，在機制引導方面，引入調節機制,煤耗越低可申報的市場電量上限越高,煤耗每降低1克,市場電量小時數可增加2-4小時。在準入條件方面，節能環保機組準許進入市場交易,30萬千瓦及以上煤機準許進入。

在合約轉讓方面，發電企業之間合同電量轉讓交易須符合節能減排原則,原則上只允許煤耗高的機組轉讓給煤耗低的機組。在成交順序方面，月度集中競爭市場,申報價差相同時,機組能耗低者優先成交。

楊駿偉向第一財經記者展示了一組數據，截至2016年11月底,進入廣東電力交易市場的市場主體共1297個。其中電廠38家,全部為30萬千瓦以上煤機,共計101臺,裝機5271萬千瓦,達全省統調裝機的51%。大用戶613家(可直接參與市場交易)、園區中小用戶436家(11個園區,需售電公司代理參與市場交易)。售電公司210家,數量全國最多。

2013年以來,累計成交電量840億千瓦時,單位價差-21.02厘/千瓦時,其中年度雙邊協商累計成交電量550億千瓦時,單位價差-9.65厘/千瓦時,月度集中競爭累計成交電量290億千瓦時,單位價差-42.58厘/千瓦時。

按照《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》(下稱中發9號文)的要求,在國家發改委、能源局及省政府的指導下,2016年6月28日,公司制的廣東電力交易中心掛牌。該交易中心不以營利為目的,在政府監管下搭建公開透明、功能完善的交易平臺,為市場主體提供規範公開透明的電力交易服務。

廣東電力交易中心有兩大交易品種,交易規則特點主要是價差傳導及價差對撮合。年度雙邊協商是按照自主自願原則,雙方線下協商,線上申報並生成合同，每年末開展。月度集中競爭是線上集中報價,價差對撮合成交，每月中旬開展。

楊駿偉對第一財經記者說，廣東電力交易市場交易活躍,隨著市場交易平穩有序開展,市場主體參與交易的熱情被不斷激發，形成了電網企業、發電企業、售電公司、電力用戶為主體的多買多賣的市場結構。

價格趨於合理

廣東電網公司副總經理陳曄對第一財經記者表示，隨著市場主體對交易規則和供求關系理解更加深入,市場價格逐步趨於合理水平。2016年上半年月度集中競爭市場利益分配波動相對較大,但隨著市場逐漸成熟,市場信息更加透明清晰,利益分布更加合理,通過市場無形之手的自動調節使市場交易逐步趨於理性。

廣東粵電集團有限公司沙角A電廠經營部部長李海雲接受第一財經記者采訪時表示，電力市場化改革是大勢所趨,對參與的市場主體來講，競爭推進發電企業實施全價值鏈管理、降低成本，由於電能是高度同質化的特殊商品，發電企業參與市場競爭不存在“產品性能差異”，價格成為企業的核心競爭力。要爭取客戶，就必須苦練內功，通過企業的全價值鏈管理來降低每一個生產經營環節的成本、形成價格上的優勢。

李海雲表示，沙角A電廠雖然是老電廠，但近幾年來一直堅持不懈地加大科技、技改投入，機組全部進行了增容改造，燃料管理實施精細化配煤摻燒，設備檢修推行狀態檢修和精密點檢，以確保企業的管理水平、市場意識、機組的可靠性、能耗水平等在同類型機組中領先，力爭保持較好的綜合競爭力。

華潤電力銷售有限公司總經理程誌偉對第一財經記者表示，電改對售電公司的影響是巨大的。首先在電改的推進中，售電公司作為新的市場主體參與到直接交易中，這對售電公司來說是一個積極參與到電改中的重要機會。其次，售電公司在市場中不斷摸索和積累經驗，為後續現貨市場的推出奠定了基礎。

華潤電力(廣東)銷售有限公司2016年簽約用戶共計141家，年度簽約電量約31.57億千瓦時，是廣東省簽約用戶數量最多的售電公司。結算率100%，和用戶結算全部兌現。

程誌偉介紹，華潤電力搭建了基於客戶需求的專業售電業務平臺，對接交易中心，並提供高質量的客戶管理和競價輔助服務。

“一方面交易中心的最新信息及時傳遞給售電公司，售電公司從改革的被動接受者轉變為主動參與者，並把意見和建議反饋給交易中心。同時，我們也積極參與到經信委和能監局組織的規則討論會。另一方面，交易中心搭建的交易系統平臺，涉及到信息系統、技術支持等工作，通過信息發布渠道，及時向我們提供最新信息。”程誌偉說。

對成本主要是電力的公司用戶來說，售電側改革的紅利更為明顯。空氣化工產品(中國)投資有限公司高級戰略采購經理張獻忠對第一財經記者表示，通過參與電力直接交易，不同程度上降低了生產中所使用的電力成本。電力像其它商品一樣也走向市場了，用戶購電除了電力公司外有了向電廠直接買電的新選擇。

“購電價格也降低了，這也與電力供需形勢改變和煤炭等初級能源價格降低直接相關。用戶有了真正甲方的感覺。”張獻忠說。

完善市場管理機制

李海雲告訴第一財經記者，售電側改革也給各方主體帶來了很大的挑戰。沙角A電廠的經營模式由原來的以產定銷轉變為現在的以銷定產、企業必須“安全、環保、經營”並重，更加關註市場、客戶、服務和決策。

李海雲表示，2017年度雙邊協商簽訂有力地證明了這一點。下半年以來，由於煤炭價格大幅上漲，發電企業的贏利空間大幅收窄，剛開始進行2017年雙邊協商洽談時，很多發電企業首先核算自己的成本、盈虧平衡點、邊際貢獻率等指標，設定洽談的價格底線，但談著談著發現客戶需求、市場行情超越了自己的指標，成為發電企業和用戶洽談的重要決策依據，如果僅看著自己的賬本算賬，很難簽到客戶。

程誌偉表示，對售電公司來說，電力采購變複雜了。要積極學習研究市場規則和規律，了解電力產品的特點、價格趨勢，自己公司的電力需求曲線、需求預測。只有這樣才能在市場浪潮中走為人先，為自己公司規避風險和創造價值。

張獻忠對第一財經記者，既然是市場，就會有漲跌，對用戶來說，要做好心理準備，不能期待電力市場改革就是降電價，對市場的風險要做好預判。

楊駿偉表示，廣東電力交易中心接下來也會進一步完善市場管理機制，配合政府及監管機構完善信息披露機制,完善市場主體準入和退出、違約懲罰、信用管理等機制。按照國家和省電力體制改革文件的要求,不斷放開發用電計劃,逐步有序擴大市場交易電量規模。此外，還要建設更強大的交易信息平臺，提供更豐富的交易品種體系。不斷完善功能,建設安全、可靠、高效、支撐多交易品種的交易平臺。

新一輪電改初顯成效，2017年繼續有序放開

電力行業，是推進混改的重要領域，政府工作報告與中央經濟工作會議均要求“邁出實質性步伐”，並特別強調“抓好”電力體制改革。

近日，國家發改委、國家能源局在昆明市召開全國電力體制改革座談會。作為新一輪電改啟動後首次在地方召開的現場會，會議總結了前一階段電力體制改革進展情況，分析改革中存在的問題，研究部署進一步加快電改工作。

曾參與討論中發9號文的華北電力大學教授曾鳴對第一財經表示，電改各項工作處於全面鋪開的階段，此次會議內容則再次強調了9號文的幾項“有序放開”。

新一輪電改已滿兩年。自2015年3月中共中央、國務院印發《關於進一步深化電力體制改革的若幹意見》以來，電力體制改革取得了重要進展和積極成效。

能源局網站顯示，改革主體責任全面落實，電力體制改革試點已經覆蓋有條件開展的所有省(區、市)。輸配電價改革實現省級電網全覆蓋，初步建立了科學、規範、透明的電網輸配電價監管框架體系。交易機構組建工作基本完成，為電力市場化交易搭建了公平規範的交易平臺。加快放開配售電業務，全國註冊成立的售電公司已有約6400家，首批105個增量配電項目開展改革試點，有效激發市場活力。有序放開發用電計劃，市場化交易規模明顯擴大，2016年全國市場化交易電量突破1萬億千瓦時，約占全社會用電量的19%。

價格方面，電改的推進已為企業帶來實實在在的實惠。去年，我國通過實施煤電價格聯動機制、輸配電價改革、電力市場化交易、取消中小化肥優惠電價、完善基本電價執行方式等，大幅降低電價，全年累計減少工商企業用電支出1000億元以上。

上述座談會指出，下一步加快電力體制改革的重點任務，主要是“四個有序加快、四個規範、四個加強”，包括有序加快放開發用電計劃、有序加快放開配售電業務、有序加快放開競爭性電價、有序加快放開交易機構交易業務範圍;加快規範輸配電價、加快規範優先發電權優先購電權計劃、加快規範自備電廠、加快規範局域網和增量配網;加強電力交易機構建設、加強電力行業綜合監管、加強電力行業信用體系建設、加強電力市場信息共享。

在談及有序放開發用電計劃時，發改委副主任連維良在接受媒體采訪時表示，對於存量煤電機組，2017年有序縮減發用電計劃，2018年以後逐步擴大市場化電量比例;對中發9號文件發布後核準的煤電機組，原則上不再安排發電計劃。

2017年政府工作報告提出，要淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上，以防範化解煤電產能過剩風險，提高煤電行業效率，為清潔能源發展騰空間。

根據電力發展“十三五”規劃提出的目標，到2020年全國煤電裝機規模控制在11億千瓦以內。基於煤電產能過剩、電力規劃管理的要求，國家能源局先後下發《關於進一步調控煤電規建設的通知》《關於促進我國煤電有序發展的通知》等文件，嚴控新增煤電裝機規模。

發改委回複雲南電改難題：堅決打擊阻撓改革進程做法

中國新一輪電力體制改革正在緊密進行中。但個別地方在改革過程中遇到了不少困難和問題。作為全國“電力體制改革綜合試點地區”的雲南便是其中之一。

近日，就當地“配售電業務開展中存在的困難和問題”，雲南省能源局和昆明配售電有限公司向國家發改委、國家能源局作出反映，並得到回複。5月12日，國家能源局官網公布了《關於雲南增量配售電業務改革有關問題的複函》(下稱《複函》)。

根據《複函》，雲南省能源局和昆明配售電有限公司所反映的問題，主要包括增量配電網配電費、增量配電網接入輸電網、電力市場化交易公平競爭等八大問題。

其中，關於增量配電網配電費問題，昆明配售電有限公司提出，按照《雲南省物價局轉發國家發展改革委關於雲南電網2016-2018年輸配電價文件的通知》，10千伏配電網接入110千伏變電站應交上遊的輸配電價為0.07元/千瓦時，但有人認為接入電網企業的110千伏變電站出線端的輸配電價應為0.1692元/千瓦時，這樣10千伏增量配電網就沒有相應的過網費。

對此，國家發改委、國家能源局在《複函》中稱，根據《有序放開配電網業務管理辦法》和《雲南省物價局轉發國家發展改革委關於雲南電網2016-2018年輸配電價文件的通知》的規定，增量配電網接入省級電網共用網絡，應當按照接入點電壓等級執行省級電網共用網絡輸配電價。

《複函》舉例，增量配電網接入110千伏變電站的10千伏出線端，應執行10千伏輸配電價，即0.1692元/千瓦時;若接入110千伏變電站的高壓側，則應執行110千伏輸配電價，即0.07元/千瓦時。增量配電網內電力用戶的配電價格，按用戶所在電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行。

關於增量配電網接入輸電網問題，昆明配售電有限公司提出，他們就呈貢信息產業園區增量配電網並網、接入工作與電網企業溝通對接，困難重重，影響了呈貢信息產業園區增量配電網建設的推進工作。

國家發改委、國家能源局就此在《複函》中稱，按照《有序放開配電網業務管理辦法》要求，配電網運營者享有公平接入電網的權利，電網企業應按照電網接入的有關規定以及電網運行安全的要求，向項目業主無歧視開放電網，提供便捷、及時、高效的並網服務。因並網互聯產生爭議的，可以按照《電力並網互聯爭議處理規定》，提請國家能源局派出能源監管機構處理。

此外，《複函》稱，國家能源局正在組織編制接入電網管理辦法，制定《電網公平開放監管辦法》，修訂《電力市場監管辦法》，將進一步明確電網接入原則和流程，完善監管措施，進一步加強對電網企業等有關市場主體的監管，維護公平、公正、公開的市場秩序。同時，鼓勵試點地區探索制定配電網接入相關辦法，明確配電網接入標準。

關於電力市場化交易公平競爭問題，昆明配售電有限公司提出，雲南售電公司首批註冊10家，電網企業的售電公司占比較大，目前電網企業以“代報”的方式參與電力市場化交易競爭，一方面利用其壟斷優勢對社會資本售電公司形成壓倒性的競爭優勢，另一方面加大對流失到其他售電公司電力用戶的幹擾和威脅。

國家發改委、國家能源局就此在《複函》中稱，“管住中間、放開兩頭”是中發9號文明確的電力體制改革架構，售電側改革是本次電改的重要內容。我們將進一步加強監管，堅決打擊任何市場主體違反公平競爭，阻撓改革進程的做法。同時，我們將適時組織開展改革成效評估，如電網企業售電公司在競爭性售電業務領域確實處於壟斷地位，阻礙市場公平競爭，我們將及時調整完善相關政策。

“和其他重大的改革一樣，電改極其不易。這是一個漫長的過程，在這個過程中，存在這樣或那樣的難題是很正常的。”一位接近國家發改委的知情人士對第一財經記者說，“這需要我們一邊改革一邊完善。”

四川電改將降用電成本百億元 輸配電價改革方案已上報

近日，四川省發改委官網掛出《2017年度推進電力價格改革十項措施》(下稱《措施》)稱，通過這些改革措施，四川全年有望因此降低社會用電成本100億元以上。

這十項電力價格改革措施包括：降低豐水期水電標桿上網電價;推進風電和光伏發電上網電價市場化;放開天然氣分布式發電余電上網電價;加快推進輸配電價改革;實施電能替代輸配電價;取消停征部分政府性基金及附加;組織實施好直購電政策;組織實施好留存電量政策;實施豐水期臨時性富余電量政策;試行豐水期居民生活電能替代電價。

第一財經記者註意到，四川省發改委官網同時還就《措施》配發了一篇解讀文章：《減棄增發 降本增效 ——<2017年度推進電力價格改革十項措施>解讀》。

文章稱，近年來，由於電力需求增長乏力等原因，四川省水電消納逐漸出現問題，豐水期棄水現象多有發生。《措施》是在“為促進富余電量消納，緩解棄水矛盾，進一步降低電力要素成本促進經濟穩定增長和提質增效”的背景下產生的。

文章稱，按照“管住中間、放開兩頭”總體思路，從上網環節、輸配環節、政府性基金及附加環節以及綜合施策四個方面明確了今年四川省將著力推進的電價改革十項措施。目前，四川省發改委等有關各方正根據職能職責細化十項措施的具體方案，將陸續推進實施。初步估算，全年有望降低社會用電成本100億元以上，同時可在一定程度上緩解四川省棄水壓力。

對於四川省棄水壓力的情況，中國能源研究會副理事長、國家發改委能源研究所原所長周大地在接受第一財經記者采訪時表示“很可惜”。“一旦水電站蓋起來以後，在水利資源有合理的調度條件下，如果還發生棄水問題，這是很不合理的。”周大地向記者解釋說，因為水電站建成以後發出來的電，所需成本基本上是“零”。

“充分利用水電資源，在很多國家都放在優先地位。”周大地對記者說，“中國因為種種原因，出現了棄水的問題，除了四川，雲南也存在這樣的問題。”

一位不願意透露姓名的廣東水電投資者向第一財經記者表示，由於水電站遭遇棄水，公司損失“太慘了”。“對於我們公司來說，水電的好時代已經過去了。”他說。

針對四川、雲南棄水原因，周大地分析，近幾年，由於全國電力供大於求，加上火電增長加快，以及水電價格不夠靈活，四川、雲南水電外輸部分受到了很大的挑戰。如果能夠解決水電優先上網的問題，使水電得到充分利用，那麽電力成本就會降低。

輸配電價改革是全國電力體制改革的關鍵一環，也是電價結構中重要的組成部分。根據《措施》，四川省有關輸配電價改革方案已經上報，正在“爭取國家盡快批複四川電網輸配電價，對四川電網供區執行統一輸配電價”。

中電傳媒電力傳媒數據研發中心最近公布的數據顯示，截至目前，全國已經批複14個省級電網公司、1個市電網輸配電價改革試點(深圳市)。分區域看，已經批複的輸配電價地區主要集中在華北、華中、西南地區，經濟發達的南方區域、華東區域。東北地區及經濟欠發達西北地區進展相對緩慢。

全國輸配電價區域差距較大。目前，國家發改委批複的輸配電價省份中，西部地區低於東部地區，南方地區低於北部地區，傳統負荷地區明顯高於電力輸出地區。國家發改委資料顯示，2017年全國輸配電價改革已經全覆蓋，年底之前各省輸配電價將陸續得到批複。

國家發改委尚未批複的華東區域、東北區域、西北區域各省輸配電價西低東高的狀況不會改變，新疆、甘肅、青海、四川等省份輸配電價或低於全國平均水平，而傳統負荷區如江蘇、浙江、山東、廣東輸配電價則可能處於全國最高水平。

輸配電價影響區域經濟競爭力：輸配電價準許“成本+收益”的模式對電網企業有著深遠影響。新的電力市場環境下，輸配電價將成為衡量電網企業市場競爭力的重要指標之一。

上述分析顯示，目前，西部地區輸配電價總體水平低於東部地區，南方地區低於北方地區。大工業用戶輸配電價中，雲南、貴州、寧夏、深圳有著很強競爭力，一般工商業輸配電價中深圳、河北、山西有著很強的競爭力。

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電改加速 第三批第二批次增量配電改革試點要來了

5月16日，國家發改委定時定主題新聞發布會在北京召開，國家發改委政策研究室副主任兼新聞發言人孟瑋在會上表示，近期，國家發改委還將批複第三批第二批次增量配電業務改革試點。

孟瑋說，為進一步鼓勵和引導社會資本投資增量配電業務，在各地推薦的基礎上，國家發改委會同國家能源局印發了《關於規範開展第三批增量配電業務改革試點的通知》，確定了97個項目作為第三批第一批次增量配電業務單位試點。截至4月底，已批複了292個增量配電業務改革試點，第一批、第二批增量配電業務改革試點正在加快推進。

“這也是電改加速的體現。”國家發改委能源研究所原所長周大地在接受第一財經記者采訪時說。

2016年11月，全國首批增量配電業務改革試點名單正式對外公布，試點項目總數共105個。增量配電投資業務放開，被認為是中國第二輪電力體制改革最受關註的環節之一。

在2015年3月15日下發的《意見》標誌著第二輪電力體制改革開始進行。《意見》首次提出“有序向社會資本開放配售電業務”，要求“按照有利於促進配電網建設發展和提高配電運營效率的要求，探索社會資本投資配電業務的有效途徑。逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。”

資料顯示，目前，中國配網投資占電網投資的比重僅為53.55%，而發達國家這一比例穩定在60%以上。根據國家能源局此前發布的《配電網建設改造行動計劃（2015-2020年）》，2015年至2020年，全國配電網建設改造投資不低於2萬億元，“十三五”期間累計投資不低於1.7萬億元。

第一財經記者註意到，從已經公布的增量配電業務改革試點項目來看，項目多集中於各地的產業、工業園區等。華北電力大學教授曾鳴就此分析稱，工業園區電力消耗量大，有大量的電力需求，是拉動各地經濟的增長點；與此同時，工業園區的用戶用能方式多元化，具備形成綜合用能增值服務的條件。