眾所周知，我國電力體制改革已經(jīng)持續(xù)了數(shù)年，而改革的目標從來不是為了單純的降低電價，但是，價的高低走向又是評價電改效果的關(guān)鍵指標之一，因而，電價，尤其是售端電價始終牽動著關(guān)心電價人士的神經(jīng)。

近日，國家發(fā)改委召開10月份定時定主題新聞發(fā)布會。政研室副主任、委新聞發(fā)言人孟瑋在會上表示，今年以來，發(fā)改委會同有關(guān)部門和地方，推動電力體制改革取得積極成效。

據(jù)孟瑋介紹，在去年實現(xiàn)省級電網(wǎng)輸配電價改革全覆蓋的基礎(chǔ)上，2018年陸續(xù)核定了華北、東北、華東、華中、西北五大區(qū)域電網(wǎng)輸電價格，以及24條跨省跨區(qū)專項輸電工程輸電價格，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

2015年3月15日，中共中央、國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》，被譽為“啃硬骨頭的改革”正式拉開帷幕，最大的亮點是提出穩(wěn)步推進售電側(cè)改革，有序向社會資本放開配售電業(yè)務(wù)。

相對于售電放開而言，配電網(wǎng)因觸及電網(wǎng)企業(yè)核心利益，放開的腳步要緩慢一些。直至2016年10月11日，《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》出臺，12月1日首批105個增量配電網(wǎng)業(yè)務(wù)改革試點落地。之后2017年11月和2018年4月第二批和第三批試點相繼落地，目前項目總量已達320個。

為扎實推進增量配電業(yè)務(wù)改革試點工作，了解試點中存在的問題，檢查督導增量配電業(yè)務(wù)改革健康有序合規(guī)加快開展，8月份以來國家發(fā)改委、國家能源局組成六個組分別赴江蘇、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個省(市、區(qū))，開展增量配電業(yè)務(wù)改革試點督導調(diào)研，了解項目進展、建設(shè)、運營以及供電業(yè)務(wù)許可證申辦等情況，以及業(yè)主確定、配電區(qū)域劃分、配電設(shè)施接入系統(tǒng)以及配電價格制定等方面存在的主要問題。

有專家指出，在實際的操作中，政府規(guī)劃與電網(wǎng)規(guī)劃銜接、增量配電與存量的區(qū)域劃分、供區(qū)存量資產(chǎn)處置還存在問題和爭議。同時，在當前的增量配電價格下，基本沒有盈利空間。輸配電價按電壓等級劃分不是太合理，還有一些項目根本沒有壓差。而且目前很多試點都是產(chǎn)業(yè)園區(qū)、工業(yè)園區(qū)或經(jīng)濟開發(fā)區(qū)等，用電需求一般都是先低后高，甚至后期也不一定高，從而導致較長時期內(nèi)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(gòu)的數(shù)量和專業(yè)能力也不足。

不過，在經(jīng)過多年推進積極改革后，目前，全國所有省份均建立了電力交易機構(gòu)，其中，云南、山西等8省(區(qū))組建了股份制交易機構(gòu);北京、廣州2個區(qū)域性電力交易中心也組建完成，成立了全國電力交易機構(gòu)聯(lián)盟，形成業(yè)務(wù)范圍從省(區(qū))到區(qū)域、從區(qū)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(gòu)注冊的合格市場主體達82921家，較2017年底增長約2萬家。

售電側(cè)市場競爭機制初步建立。截至2018年8月，全國在電力交易機構(gòu)注冊的售電公司達3600家左右，為電力用戶提供多樣化的選擇和服務(wù)，有效激發(fā)了市場活力。同時，發(fā)改委開展了三批增量配電業(yè)務(wù)改革試點，共有試點項目320個，不少試點項目已投入運營，在引入社會資本方面取得了突破性進展。

在加快放開發(fā)用電計劃方面，2018年上半年，全國市場化交易電量8024億千瓦時，同比增長24.6%。其中，發(fā)電企業(yè)與電力用戶直接交易電量6656億千瓦時，為工商企業(yè)減少電費支出約259億元;跨區(qū)跨省市場化交易電量1483億千瓦時，同比增長32.6%。2018年7月，發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》，明確要求擴大市場主體參與，完善電力市場交易機制，提出2018年放開煤炭、鋼鐵、有色、建材等4個行業(yè)電力用戶發(fā)用電計劃。

新能源未來將參與市場競爭

從新能源行業(yè)來看，根據(jù)中國的電力改革政策，政府將會開放售電市場，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(jù)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“綠色證書”，這將惠及可再生能源。此外，由于風電利用小時數(shù)高于光電，在更低的市場價格下仍可盈利，更具成本優(yōu)勢，因此風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省(區(qū))的上網(wǎng)電價。其中風電平均上網(wǎng)電價為562.30元/千千瓦時，燃煤發(fā)電的平均上網(wǎng)電價為371.65元/千千瓦時。2020年風電要實現(xiàn)平價上網(wǎng)，目前來看風電仍有190.65元/千千瓦時的距離。

近年來，盡管風電、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(shè)，另一方面卻是大量的棄風棄光現(xiàn)象，光伏與風能發(fā)電有較多無處可用的尷尬境地。我國新能源面臨著“棄風、棄光限電”問題，導致新能源開發(fā)不得不轉(zhuǎn)向低風速、低光照地區(qū)，這些地區(qū)盡管沒有消納問題，但可開發(fā)的資源非常有限，且面臨復雜的開發(fā)環(huán)境。

不過，可以看到，全面參與市場也是新能源發(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，究竟哪一個是現(xiàn)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國家新能源進入電力市場的模式。但毋庸置疑，我國現(xiàn)階段新能源發(fā)展的速度和規(guī)模是任何一個成熟電力市場國家無法比擬的。國外通過溢價補貼、實施配額制、簽訂實物或金融協(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參與市場競價實現(xiàn)優(yōu)先上網(wǎng)，用市場的方式實現(xiàn)新能源健康可持續(xù)發(fā)展。