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电改三大红利集中释放 “进一步”体现在哪里? 2018-02-28 15:41:02

摘要:进一步深化电力体制改革是电力行业2018年的一项重要工作,高质量发展也是对电改的要求。围绕这一发展主线,电改将在现有基础上完成进一步的深化和优化。

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  进一步深化电力体制改革是电力行业2018年的一项重要工作,高质量发展也是对电改的要求。围绕这一发展主线,电改将在现有基础上完成进一步的深化和优化。
  与2017年全国能源工作会议上的表述相比,2018年关于电力行业的表述变化并不多,最值得关注的地方有两点:一是“深化电力体制改革”变成了“进一步深化电力体制改革”,二是改革要在高质量发展的背景下持续推进。
  所谓电力行业的“高质量发展”,可以理解为是以供给侧结构性改革为主线,坚持创新和改革双轮驱动。具体来看,四方面决定了质量的高低:一是保障电力供给质量,二是提高电力供给效率,三是创新企业经营方式,四是增强可持续发展能力的发展方式。
  而作为电力行业2018年的一件重要工作,高质量也必然是电改的要求。围绕这一发展主线,电改将在现有基础上有哪些“进一步”的深化和优化?
  四个方向决定质量
  具体来看,高质量的电改将表现在以下四个方面:
  一是进一步优化完善市场体系。
  电力市场建设是新一轮电改的核心任务,预计2018年发用电计划将进一步放开,市场化交易规模继续扩大,现货市场试点加快推进,中长期电力交易机制持续完善,清洁能源消纳的市场化机制更加丰富,省间交易与省内交易、中长期交易与现货交易、市场交易与电网运行之间的协调和衔接更加高效,统一开放、竞争有序的全国电力市场体系建设取得突破;价格机制进一步理顺,由市场决定能源价格的机制基本形成,市场在资源配置中的决定性作用发挥更加充分;电力交易平台功能更加完善,能够有效支撑交易电量、交易品种、交易频次和市场主体的迅速增长,电力市场运营更加规范透明,市场信息披露更加充分,交易机构服务能力全面提升。
  二是进一步激发各类市场主体活力。
  随着改革的深化,将进一步放开用户购电选择权,鼓励更多用户参与省间市场交易,促进改革红利直接向市场主体释放;基于对前两批增量配电试点项目经验的总结,进一步明确配电区域划分、增量配电价格形成机制、电网公平开放、项目业主确定方式等关键问题,稳妥推进后续试点项目遴选和规范实施;市场化售电主体加快培育,售电市场运作进一步规范,综合能源服务、“互联网+智慧能源”等新型商业模式逐步涌现,以改革促进创新驱动发展,提升用户服务质量。
  三是进一步推动能源结构转型升级。
  2018年深化电改,需要进一步完善可再生能源开发利用机制,逐步建立可再生能源电力消纳激励机制,完善可再生能源发电价格形成机制,逐步推动新能源参与现货市场,通过市场竞争实现新能源优先消纳,通过实时价格信号和辅助服务价格信号引导火电为新能源调峰,促进弃电量与弃电率“双降”;随着省间输电通道的进一步建设发展,进一步打破省间壁垒,促进清洁能源在更大范围内开展交易和优化配置,进一步完善可再生能源目标引导制度,探索可再生能源配额制,提高各地区接纳新能源的积极性。
  四是进一步加强监管和防范改革风险。
  随着电改不断向纵深推进,国家将进一步深化“放管服”改革,持续加强监管能力建设,不断提高能源监管和服务水平,及时防范和纠正改革中出现各种的问题和偏差,着力营造公平公正、竞争有序的市场环境。
  三大红利集中释放
  过去两年中,在国家发改委、国家能源局的直接指导下,在各地政府、相关企业的共同努力下,围绕中发9号文及其配套文件确立的总体框架,电力体制改革有序推进,促进电力工业格局转变,有效释放了改革红利,取得了积极成效。
  2018年,随着发用电计划逐步放开,增量配电试点进一步扩大,电力市场深化建设,电改红利将进一步得到释放。
  一是市场化交易规模进一步扩大。在目前电力供需较为宽松的情况下,拥有选择权的工业、商业电力用户,可与发电企业直接交易,从而降低用电成本,为电力用户带来改革红利。
  二是进一步促进清洁能源消纳。随着电力市场交易机制日益完善,各类电源竞价上网,低成本发电资产将获得竞争优势,环保高效的机组将得到更大空间,促进大容量高效机组替代小机组发电,水电和风电等清洁能源优先发电,将极大促进节能减排工作。随着跨省跨区电力交易规模扩大,也将有助于清洁能源大规模开发和在更大范围内消纳。
  三是进一步盘活社会资本、提高行业运行效率。2018年起,增量配电试点项目将实现全国地级以上城市全覆盖,随着更多社会资本进入售电领域和新增配电领域,将在一定程度上调动社会资本参与配网建设的积极性,有利于促进行业效率和服务质量的提高。
  市场意识影响成败
  2018年,参与者的机会或将更为丰富,多元主体参与售电业务,实现产业链、服务链延伸,焕发市场活力——发电企业、高新技术园区和经济开发区等投资组建售电公司,可实现发售、配售等多种混合经营模式;节能服务公司、供水、供热、供气等公共事业公司,可整合现有服务资源,售电业务与其他业务捆绑,争取为用户提供综合服务方案等;各类社会资本进入售电领域和新增配电领域,将带来新的潜在盈利机会。
  但随着改革的快速推进,参与者需要调整心态,培养市场意识,才能在2018年的电改中走得更加顺利。
  第一,发电企业和售电公司面临竞争压力,需要不断优化管理、创新增值服务。
  我国发电企业长期处于计划模式,市场化后发用电计划放开,需要依靠自身营销能力寻找客户,需要建立较强的市场意识和竞争意识。售电公司参与市场,在同等准入条件下优胜劣汰,为吸引各类用户,除了在价格上进行竞争,还需不断进行电力销售产品和服务创新,提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务,不能盲目打“价格战”。
  第二,用户需要转变“市场就是降价”的观念。
  我国开展市场化交易(大用户直接交易)以来,向用户释放了大量红利,部分用户认为参加市场就是降价。但是参与市场,机遇与风险并存。在电力供应充足的情况下,随着发电成本降低,用户电价也将降低,而在电力供应紧张时,用户也面临价格上涨、用电成本增加的风险。
  第三,公平承担普遍服务和交叉补贴。
  电力市场化改革后竞争环节电价放开,发电企业、售电企业和用户仍需要公平承担普遍服务、政策性基金和交叉补贴责任。增量配电放开后,对于配电营业区内的用户需要履行保底义务;随着可再生能源配额制的推进,电网企业、售电企业、用户也需要公平承担可再生能源消纳的义务。
  深层症结仍然棘手
  尽管新一轮改革实施已取得显著成效,但改革推进中仍面临一些深层次挑战和问题,这需要参与者在2018年的改革实施中予以关注。
  第一,妥善解决市场结构问题。从发电侧来看,部分省份单一发电企业市场份额较大,在当前煤价上涨、经济下行以及能源类中央企业重组等因素影响下,容易形成市场寡头垄断或产生“价格联盟”现象。从售电侧来看,部分省份售电主体结构单一,用户选择权特别是省间购电选择权没有放开,发售一体的售电公司优势明显,独立售电公司生存困难。
  第二,统筹考虑新能源消纳困难、计划与市场长期共存等客观因素。我国新能源资源集中、规模大,远离负荷中心,难以就地消纳,近几年在电力需求增速减慢等多种因素共同作用下,新能源消纳矛盾更加突出。这些客观因素需要在未来电力市场模式设计和路径选择过程中予以统筹考虑。
  第三,进一步减少行政干预。从改革试点推进情况来看,部分地区的市场竞争秩序有待规范,改革的一些重要原则有待进一步落实。部分地区存在行政干预市场主体报价、行政指定配售电主体、设置省间交易避垒等现象。部分地区通过一些特殊措施规避社会责任,打造“低价洼地”,虽然局部用户受益,但社会整体利益和全社会用电秩序难以得到充分保障。
  第四,进一步健全完善法律法规体系。新一轮电改目前已完成顶层设计,正处于全面落实的施工高峰期,然而,《电力法》修订相对滞后,部分改革关键问题如关于增量配电试点中的竞争方式、价格机制、建设运营标准规范、监管方式等,以及电力市场试点中的市场体系构架、市场模式选择、现货市场组织等仍不够清晰具体,这亟需在下一步改革实施落地过程中统一认识、明确规则。(能源评论杂志  作者:马莉)