眾所周知，我國電力體制改革已經(jīng)持續了數年，而改革的目標從來(lái)不是為了單純的降低電價(jià)，但是，價(jià)的高低走向又是評價(jià)電改效果的關(guān)鍵指標之一，因而，電價(jià)，尤其是售端電價(jià)始終牽動(dòng)著(zhù)關(guān)心電價(jià)人士的神經(jīng)。
近日，國家發(fā)改委召開(kāi)10月份定時(shí)定主題新聞發(fā)布會(huì )。政研室副主任、委新聞發(fā)言人孟瑋在會(huì )上表示，今年以來(lái)，發(fā)改委會(huì )同有關(guān)部門(mén)和地方，推動(dòng)電力體制改革取得積極成效。
據孟瑋介紹，在去年實(shí)現省級電網(wǎng)輸配電價(jià)改革全覆蓋的基礎上，2018年陸續核定了華北、東北、華東、華中、西北五大區域電網(wǎng)輸電價(jià)格，以及24條跨省跨區專(zhuān)項輸電工程輸電價(jià)格，累計核減電網(wǎng)企業(yè)準許收入約600億元。
電力改革不斷推進(jìn)
2015年3月15日，中共中央、國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》，被譽(yù)為“啃硬骨頭的改革”正式拉開(kāi)帷幕，最大的亮點(diǎn)是提出穩步推進(jìn)售電側改革，有序向社會(huì )資本放開(kāi)配售電業(yè)務(wù)。
相對于售電放開(kāi)而言，配電網(wǎng)因觸及電網(wǎng)企業(yè)核心利益，放開(kāi)的腳步要緩慢一些。直至2016年10月11日，《有序放開(kāi)配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》出臺，12月1日首批105個(gè)增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)改革試點(diǎn)落地。之后2017年11月和2018年4月第二批和第三批試點(diǎn)相繼落地，目前項目總量已達320個(gè)。
為扎實(shí)推進(jìn)增量配電業(yè)務(wù)改革試點(diǎn)工作，了解試點(diǎn)中存在的問(wèn)題，檢查督導增量配電業(yè)務(wù)改革健康有序合規加快開(kāi)展，8月份以來(lái)國家發(fā)改委、國家能源局組成六個(gè)組分別赴江蘇、貴州、遼寧、河南、廣東、甘肅、寧夏、重慶、云南、福建、浙江、上海、湖北、湖南等14個(gè)?。ㄊ?、區），開(kāi)展增量配電業(yè)務(wù)改革試點(diǎn)督導調研，了解項目進(jìn)展、建設、運營(yíng)以及供電業(yè)務(wù)許可證申辦等情況，以及業(yè)主確定、配電區域劃分、配電設施接入系統以及配電價(jià)格制定等方面存在的主要問(wèn)題。
有專(zhuān)家指出，在實(shí)際的操作中，政府規劃與電網(wǎng)規劃銜接、增量配電與存量的區域劃分、供區存量資產(chǎn)處置還存在問(wèn)題和爭議。同時(shí)，在當前的增量配電價(jià)格下，基本沒(méi)有盈利空間。輸配電價(jià)按電壓等級劃分不是太合理，還有一些項目根本沒(méi)有壓差。而且目前很多試點(diǎn)都是產(chǎn)業(yè)園區、工業(yè)園區或經(jīng)濟開(kāi)發(fā)區等，用電需求一般都是先低后高，甚至后期也不一定高，從而導致較長(cháng)時(shí)期內售電量較低，收入遠低于預期。此外，一些小型配電企業(yè)相關(guān)標準有待提高，獨立第三方機構的數量和專(zhuān)業(yè)能力也不足。
不過(guò)，在經(jīng)過(guò)多年推進(jìn)積極改革后，目前，全國所有省份均建立了電力交易機構，其中，云南、山西等8?。▍^）組建了股份制交易機構；北京、廣州2個(gè)區域性電力交易中心也組建完成，成立了全國電力交易機構聯(lián)盟，形成業(yè)務(wù)范圍從?。▍^）到區域、從區域到全國的完整組織體系。截至2018年上半年，在全國各電力交易機構注冊的合格市場(chǎng)主體達82921家，較2017年底增長(cháng)約2萬(wàn)家。
售電側市場(chǎng)競爭機制初步建立。截至2018年8月，全國在電力交易機構注冊的售電公司達3600家左右，為電力用戶(hù)提供多樣化的選擇和服務(wù)，有效激發(fā)了市場(chǎng)活力。同時(shí)，發(fā)改委開(kāi)展了三批增量配電業(yè)務(wù)改革試點(diǎn)，共有試點(diǎn)項目320個(gè)，不少試點(diǎn)項目已投入運營(yíng)，在引入社會(huì )資本方面取得了突破性進(jìn)展。
在加快放開(kāi)發(fā)用電計劃方面，2018年上半年，全國市場(chǎng)化交易電量8024億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)24.6%。其中，發(fā)電企業(yè)與電力用戶(hù)直接交易電量6656億千瓦時(shí)，為工商企業(yè)減少電費支出約259億元；跨區跨省市場(chǎng)化交易電量1483億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)32.6%。2018年7月，發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于積極推進(jìn)電力市場(chǎng)化交易進(jìn)一步完善交易機制的通知》，明確要求擴大市場(chǎng)主體參與，完善電力市場(chǎng)交易機制，提出2018年放開(kāi)煤炭、鋼鐵、有色、建材等4個(gè)行業(yè)電力用戶(hù)發(fā)用電計劃。
新能源未來(lái)將參與市場(chǎng)競爭
從新能源行業(yè)來(lái)看，根據中國的電力改革政策，政府將會(huì )開(kāi)放售電市場(chǎng)，但輸電則仍在兩家主要電網(wǎng)公司手上（南方電網(wǎng)和國家電網(wǎng)）。由于火電和水電比其他可再生能源更具成本優(yōu)勢，因此政府推出了可再生能源配額制，以保障可再生能源的發(fā)展（2020年前，發(fā)電公司的總發(fā)電量至少9%要來(lái)自非水力可再生能源；2020年前，火電公司的可再生能源發(fā)電量需至少相當于總火電發(fā)電量的15%）。根據可再生能源配額制，未達標的火電公司需要向可再生能源公司購買(mǎi)“綠色證書(shū)”，這將惠及可再生能源。此外，由于風(fēng)電利用小時(shí)數高于光電，在更低的市場(chǎng)價(jià)格下仍可盈利，更具成本優(yōu)勢，因此風(fēng)電比光電更能受惠于可再生能源配額制。
國家能源局近日發(fā)布了2017年全國31?。▍^）的上網(wǎng)電價(jià)。其中風(fēng)電平均上網(wǎng)電價(jià)為562.30元/千千瓦時(shí)，燃煤發(fā)電的平均上網(wǎng)電價(jià)為371.65元/千千瓦時(shí)。2020年風(fēng)電要實(shí)現平價(jià)上網(wǎng)，目前來(lái)看風(fēng)電仍有190.65元/千千瓦時(shí)的距離。
近年來(lái)，盡管風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)展迅速，但由于資源富集地與電力消費地不匹配、技術(shù)因素以及體制障礙導致的新能源消納難、并網(wǎng)難仍是困擾行業(yè)發(fā)展的難題。目前，一方面是政府大力扶持新能源建設，另一方面卻是大量的棄風(fēng)棄光現象，光伏與風(fēng)能發(fā)電有較多無(wú)處可用的尷尬境地。我國新能源面臨著(zhù)“棄風(fēng)、棄光限電”問(wèn)題，導致新能源開(kāi)發(fā)不得不轉向低風(fēng)速、低光照地區，這些地區盡管沒(méi)有消納問(wèn)題，但可開(kāi)發(fā)的資源非常有限，且面臨復雜的開(kāi)發(fā)環(huán)境。
不過(guò)，可以看到，全面參與市場(chǎng)也是新能源發(fā)電最終必然的選擇，對于新能源行業(yè)而言，享受補貼的受限發(fā)展與全面參與電力市場(chǎng)，究竟哪一個(gè)是現階段新能源行業(yè)的最優(yōu)選擇，需要先看看成熟電力市場(chǎng)國家新能源進(jìn)入電力市場(chǎng)的模式。但毋庸置疑，我國現階段新能源發(fā)展的速度和規模是任何一個(gè)成熟電力市場(chǎng)國家無(wú)法比擬的。國外通過(guò)溢價(jià)補貼、實(shí)施配額制、簽訂實(shí)物或金融協(xié)議等多種方式保障新能源收益，使得新能源能夠以低電價(jià)參與市場(chǎng)競價(jià)實(shí)現優(yōu)先上網(wǎng)，用市場(chǎng)的方式實(shí)現新能源健康可持續發(fā)展。
