繼前一日北京市、福建省、甘肅省、黑龍江省及海南省5省區(qū)電改方案集中獲批后，9月7日，國家發(fā)改委、國家能源局同意湖北省、四川省、遼寧省、陜西省、安徽省、河南省、新疆維吾爾自治區(qū)、山東省8省區(qū)電改方案獲批，兩天內(nèi)電改方案獲通過的省區(qū)累計已達13個。這意味著電力體制改革真正邁向“放開兩頭，管住中間”，市場定價勢在必行。
“表明電改試點范圍已經(jīng)鋪開至全國范圍，電改的焦點正從南方電網(wǎng)轉(zhuǎn)向國家電網(wǎng)，電改進程再次加速?！遍L江證券分析師稱。
試點集中批復(fù)
此前的9月6日，國家發(fā)改委消息稱，國家發(fā)改委、國家能源局批復(fù)同意北京、海南、甘肅開展電力體制改革試點的復(fù)函，同意福建、黑龍江開展售電側(cè)改革試點的復(fù)函。
加上9月7日公布的8個省份，兩天內(nèi)電改方案集中宣布獲通過的省區(qū)累計已達13個。而這其中，南方電網(wǎng)覆蓋區(qū)域已全部被納入改革試點，國家電網(wǎng)覆蓋區(qū)域的綜合試點也由山西1家猛增至10家。
國家發(fā)改委曾于8月31日表示，原定于2017年開展的14個省級電網(wǎng)輸配電價改革提前到9月份啟動，基本實現(xiàn)省級電網(wǎng)全覆蓋，并計劃于明年1月底完成成本監(jiān)審工作。此前國家發(fā)改委也介紹過，改革將核減電網(wǎng)成本比例平均約16.3%，“過網(wǎng)費”將按照成本加合理收益的原則來收取。輸配電價改革提前實施，對發(fā)電企業(yè)降低成本是個利好。
根據(jù)最新的情況，年底前全國基本都將進行輸配電價核定試點。進入電力體制改革綜合試點的地方涵蓋了北京、云南、貴州、廣西和山西5地。
長江證券分析師認為，新電改的核心是新型電力治理體系管理框架的頂層設(shè)計，以理順電價形成機制為主線，推動電力交易體制改革、建立相對獨立的電力交易機構(gòu)、放開發(fā)用電計劃和配售電環(huán)節(jié)。本輪電改將統(tǒng)籌兼顧電力供、需兩側(cè)改革，而電力需求側(cè)的改革將成為本輪電改的著力點和突破點。
值得注意的是，目前電改試點的焦點開始從南方電網(wǎng)轉(zhuǎn)向國家電網(wǎng)，國家電網(wǎng)覆蓋區(qū)域的綜合試點也由山西1家猛增至10家。
中國能源網(wǎng)首席信息官韓曉平指出，隨著電改試點快速向國家電網(wǎng)覆蓋地區(qū)輻射，也預(yù)示著電網(wǎng)企業(yè)退出售電側(cè)將是改革的最終目標。“占據(jù)多方面優(yōu)勢的電網(wǎng)企業(yè)在市場主體形成前，參與售電主要是承擔保底任務(wù)，隨著市場主體的多元化，未來電網(wǎng)企業(yè)終將會退出售電競爭?！表n曉平稱。
市場或達過萬億元
而在當前的電改試點中，售電側(cè)改革也首當其沖成為最突出的重點。
統(tǒng)計目前已經(jīng)獲批的改革方案，主要重點是要形成售電主體多元化格局，包括社會資本可以組建售電公司等；要放開增量配電業(yè)務(wù)；開始組建電力交易中心等。
甘肅電改方案提出，在繼續(xù)擴大省內(nèi)電力直接交易電量規(guī)模的基礎(chǔ)上，積極推進跨省跨區(qū)電力直接交易。
北京的改革方案則提出，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃，逐步減少北京市火電機組計劃內(nèi)發(fā)電量，盡量將北京市火電機組發(fā)電量計劃轉(zhuǎn)讓給京外的可再生能源及大容量、高參數(shù)、超低排放機組。培育售電市場主體，吸引社會資本進入競爭性售電領(lǐng)域，發(fā)展能源增值服務(wù)，為用戶提供多樣化、個性化的綜合能源服務(wù)。
福建電改方案提出下一步可以成立電網(wǎng)企業(yè)的售電公司；社會資本投資增量配電網(wǎng)并擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的售電公司；不擁有配電網(wǎng)運營權(quán)的獨立售電公司。同一供電營業(yè)區(qū)內(nèi)可以有多個售電公司，同一售電公司可在多個供電營業(yè)區(qū)內(nèi)售電。
而根據(jù)區(qū)域來看，華北區(qū)域作為唯一一個輸配電價核定試點區(qū)域，隨著京津冀電力市場建設(shè)的推進，有可能后來居上，成為電力市場推進的領(lǐng)頭羊。
業(yè)內(nèi)人士稱，電改方案此次集中推進后，將醞釀出一個過萬億元的龐大市場，而國內(nèi)資本也已紛紛參與，目前全國已成立了500到600家售電公司。常規(guī)模式下，此類企業(yè)大多以“電力批發(fā)商”角色進駐市場，從發(fā)電廠購買電力后銷售給電力用戶，售電公司依靠中間的差價形成盈利點。經(jīng)由新一輪電改，在發(fā)用電方面，轉(zhuǎn)變過去計劃分解電量方式，鼓勵新增工業(yè)用戶和新核準的發(fā)電機組織參與電力市場交易，由供售電公司來擔任中介構(gòu)建交易中心，形成多買多賣的市場格局。
新能源矛盾待解
新電改還有一個重要任務(wù)就是要解決傳統(tǒng)電力和新能源之間矛盾的問題。
長期以來，我國電力市場建設(shè)緩慢，電價和發(fā)用電計劃由政府確定，雖然推動了電力供應(yīng)持續(xù)增加，但也導(dǎo)致傳統(tǒng)電力粗放式發(fā)展道路、規(guī)模擴張式經(jīng)營模式、與清潔可再生能源的矛盾日益尖銳，近年來嚴重限制了水電、風(fēng)電和太陽能光伏發(fā)電的并網(wǎng)消納和持續(xù)健康發(fā)展，我國風(fēng)電、光伏裝機容量雖已成為全球最大，但每年棄水、棄風(fēng)、棄光限電量達到數(shù)百億千瓦時。
2016年上半年，西北地區(qū)棄風(fēng)、棄光問題愈加嚴重。來自國家能源局的數(shù)據(jù)顯示，受上網(wǎng)標桿電價調(diào)整影響，2016年上半年光伏發(fā)電迎來小高潮。截至2016年6月底，西北電網(wǎng)風(fēng)電及光伏發(fā)電裝機容量合計已達5937萬千瓦，占全網(wǎng)總裝機容量的29.7%。與此同時，新能源消納壓力不斷增加，今年前6個月，西北電網(wǎng)棄風(fēng)電量155.3億千瓦時，棄風(fēng)率高達38.71%；棄光問題最嚴重的是新疆，棄光率高達32.4%。專家認為，棄風(fēng)、棄光率居高不下的問題根源在于電源建設(shè)過快而消納能力開發(fā)不足，需要進一步優(yōu)化新能源的布局結(jié)構(gòu)，同時推動分布式能源的發(fā)展，減輕下游的消納壓力。
值得注意的是，棄風(fēng)、棄光問題嚴重的甘肅此次提出，將“積極推進跨省跨區(qū)電力直接交易，適時展開現(xiàn)貨交易”，希望借此消納該省嚴重富余的電力電量。新疆則在電改方案中提道：要建立電力普遍服務(wù)補償機制，改革不同種類電價之間的交叉補貼，研究探索電價交叉補貼額度平衡補償機制。
長江證券分析師認為，新電改通過理順電力價格機制形成機制和放開發(fā)用電計劃，使得電力市場更公平、更有效率、更符合“能源革命”的節(jié)能環(huán)保要求、更適應(yīng)未來智能電網(wǎng)和分布式發(fā)電的行業(yè)方向。
