【重磅】电改专家团最全最新权威解读 看这一篇就够了!

电改6大核心配套文件下发已将近一周，行业内关于文件的解读也是各说纷纭，各位是不是已经看花了眼?

 

今天小编特别推荐本报独家的电改解读精编版，内容全部围绕目前电力行业最关注的话题进行详细解读，作者全部都是电力领域的专家、学者以及从业人士，分别是：

 

• 中国能源研究会理事、中国华电企法部主任陈宗法

 

• 电力行业深度参与电改资深人士(佚名)

 

• 信达证券能源互联网首席分析师曹寅

 

• 能源行业高级经济师司贺秋

 

• 中国电力企业联合会电力经济运行分析专家薛静

 

• 中国社会科学院财经战略研究院能源经济研究中心副主任冯永晟

 

• 清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江

 

• 北京恩耐特分布式能源技术有限公司总经理冯江华

 

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　　新电改进入实操阶段，发电企业如何应对?

 

文/陈宗法

 

国家发改委6个电改配套文件的出台，同时批复复云、贵两省开展电改综合试点，京、广组建电力交易中心，这标志着新电改建章立制、顶层设计初步完成、正式进入实际操作阶段，对电力企业、工商用户、经济发展的影响将进一步显现。因此，面对电力市场的普遍过剩，作为发电企业如何以开放、分享的姿态，主动借力新电改，趋利避害，挖潜商机，转型发展，实现“变革再平衡”，成为“十三五”期间的一个重大课题。

 

对发电企业有哪些影响?

 

新电改突出开放多元的“民主革命”和电力市场化改革，通过发电则、售电侧的放开，让电力行业从半封闭走向更开放，从集中单一走向分散多元，让电力消费者拥有选择权、参与权，利好社会，但对发电企业实质是“双刃剑”：做好是机遇，挑战是常态，比拚的是市场竞争力，将重塑发电企业，对经营理念、安全管理、发展空间、商业模式、客户服务等产生重大而又深刻的影响。

　　发电企业有哪些机遇?

 

今后发电企业除了投资运营电厂外，还可以进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目，全产业链经营，发展空间更大，配售电业务将成为新的产业板块与效益增长点。分布式能源、新能源、微电网发展更有配套激励措施保障。风电、光电、生物质能发电，电网调频调峰电量，热电联产“以热定电”电量;跨省跨区送受电量中的国家计划、地方政府协议电量，水电、核电、余热余压余气发电，超低排放燃煤机组等“六类电”拥有一、二类优先发电权。对技术经济指标处于区域电力市场平均先进水平或短缺区域的发电企业，将会抢得商机。

 

　　发电企业面临的挑战?

 

目前，我国电力市场普遍过剩，地方政府为稳增长主动参与电改的积极性高，今后电力市场竞争将更加充分、直接、激烈，发电企业“打折让利”成新常态，“降价潮”将席卷全国;

 

电价机制仍双轨运行，只保留少量政府定价电量，直接交易、市场化定价电量比重大幅度增加，电价信号变得敏感，电力需求侧反映将会变得积极;

 

逐步取消电价交叉补贴，电价结构更趋合理，但电价水平将明显下降;

 

突破计划电量、政府定价的传统模式，影响发电企业盈亏的因素更加复杂多变，不确定性大幅度增加;

 

面对市场竞争与广大用户，发电人将告别单纯发电时代，将进入横向多源互补、纵向源-网-荷-储-用协调的能源互联网时代，工作更富挑战与激情。

 

对发电企业的未来影响?

 

从长远看，随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，电力市场化竞争将进一步加剧，发电行业未来有可能出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，发电企业从目前的“同甘共苦”到未来的“贫富分化”，从“一群肉猪”分化为“大象蚂蚁”，实现电力产业的“转型升级”和电力市场的“变革再平衡”。

 

发电企业如何应对?

 

2002年电改以来，发电企业经历了煤电矛盾、环保风暴两次大的“劫难”，进入了经营业绩最好时期，也处在一个新的历史起点。能否经受新电改带来的市场化“冲击”，关键在于能否趋利避害，综合施策：要高度关注新电改，密切跟踪试点动向，做到未雨绸缪;提高对市场竞争残酷性的认识，控制电力发展节奏，建立一个基本平衡的电力市场。当然，也要做好优胜劣汰、兼并重组的心理准备;提升发电设备可靠性，抓紧建立营销体系，强化区域公司主体责任;开拓优质电力用户，探索参与电能直接交易，抢先布局售电市场;运作好售电平台，促进需求侧响应，建立一个绿色低碳、节能减排、安全可靠、资源优化配置的新型电力运营体系。

　　售电公司如何参与市场交易?

 

文/参与电改权威专家

 

随着本轮电力体制改革6个配套文件的正式发布，售电侧改革作为本轮改革的重要组成部分，再次得到了大家广泛的关注。毋庸置疑，随着售电测改革而诞生的售电公司将在未来电力市场中发挥重要作用。

 

参与市场的基本方式?

 

售电公司参与市场的基本方式，一方面作为市场交易主体，从电力批发中长期市场和现货市场中购买电能量;另一方面，作为零售商，向中小电力用户出售电能量。在整个电力市场运行过程中，售电公司充当中小电力用户和电力批发市场之间的媒介，帮助中小电力用户避免直接面对电力批发市场中的价格波动;另外，售电公司代表中小用户参与电力批发市场，将中小用户的需求反映在电力批发市场的供需环境中。

 

中小电力用户的重要性

 

中小电力用户考虑到其用电需求规模和技术支持水平情况，一般没有能力也没有必要参与电力批发市场。然而，能否在整个电力批发市场中反映中小用户的需求，对电力市场能否有效的优化资源配置有着至关重要的作用。

 

在市场化环境下，售电公司将成为中小电力用户的有效代表：

 

售电公司一方面通过各式各样的电力套餐，吸引中小用户(包括部分不愿意自己直接参与电力批发市场的大用户)成为自己的客户。例如，根据售电公司可以根据用户的购电偏好，制定出固定电价套餐(针对不愿接受价格波动风险的用户)、分时电价套餐(针对用电需求较为灵活的用户)、随发电燃料价格变化的电价套餐(针对用其他金融衍生品规避燃料波动风险的用户)、绿色能源套餐(针对愿意为环保多付出电费的用户)等等。

 

另一方面，通过对电价套餐和相应客户负荷预测，制定出自己参与批发市场的策略。例如，售电公司可以根据已经和自己签订合同的中小电力用户的数量，制定出自己在中长期双边合同市场、中长期期货/期权市场、现货市场中最优化的购电组合，以取得效益最大化的目标。

　　售电公司参与电力市场的核心竞争力

 

综上所述，售电公司参与电力市场的核心竞争力在于两点：

 

第一是如何通过各种营销策略，获取更多的终端电力用户，为自己确定一个相对稳定的客户群体;

 

第二是如何通过各种购电策略，以尽可能低的成本和风险购买足够的电力来满足自己的客户群体用电需求。而其中产生的售电收益和购电成本的差额，即使售电公司的利润来源所在。

 

除了传统的营销手段，与可再生能源相结合、与需求侧资源相结合也可能为售电公司在新的市场环境下的发展壮大提供了潜在的思路。

 

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望电改能同供给侧改革形成联动效应

 

文/曹寅

 

“供给侧改革”是指从供给、生产端入手，通过解放生产力，提升竞争力促进经济发展。其核心在于提高全要素生产率， 西方经济学的供给学派是供给侧改革的理论先声，供给理论认为生产的增长决定于生产要素的供给和有效利用，市场会自动调节生产要素的利用，所以核心在于消除阻碍市场调节的因素。

 

最典型的供给学派理论19世界经济学家萨伊提出“萨伊定律”：经济一般不会发生任何生产过剩危机，供给会创造自己的需求。以电力为例，按照供给理论，当电力供给过剩后，剩余的部分会拿到市场上廉价销售，促进用电消费，所以不会存在生产过剩。

　　电改方向同供给侧改革的目标和精神不谋而合

 

对电力行业来说，目前正面临供给过剩，结构畸形，竞争缺乏，清洁转型等迫切矛盾，供给侧改革显得尤其重要，而本次电改虽然在供给侧改革正式提出前就已经开始设计，但电改方向仍然同供给侧改革的目标和精神不谋而合：

 

建立有效市场交易机制，实现市场配置资源的核心作用：通过多层次的电力市场建设，调整电力产品和资源要素在不同部门间的相对价格，引导各种要素在不同部门间的重新配置，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主。

 

解放生产力，放开供给侧：鼓励多元主题成立售电公司，同时放开发电和用电计划，以售电侧竞争带动发电侧竞争，促进过剩电力产能有效化解，实现优势资源往优势产能集中。

 

维护公平竞争，淘汰落后产能：规范自备电厂监督管理，推进自备电厂与公用电厂同等管理，淘汰一部分高排放低参数的自备燃煤电厂。

 

还原电力商品属性，降低全社会用能成本：建立独立的输配电价体系，降低企业和社会用电成本，发挥价格调节供需的作用，规范电网企业运营模式，实现基础设施的充分开放。

 

在现阶段，电力行业供给侧对市场信号反应存在较大阻力与干扰，由于电力生产和电力消费价值环节的割裂，以及缺乏电力交易市场和基于供需情况的价格形成机制，市场供给无法对需求做出有效反应，无法达到市场平衡的状态，继而产生了目前所面临的严重问题，希望电改能同供给侧改革形成联动效应，共同加速中国能源革命的成功。

 

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新电改助力实现电为中心的能源格局

 

文/司贺秋

 

能源消费需求中电力比重上升，能源清洁化的主要途径是可再生能源发电，能源互联网主要基于电力互联网，这些决定了未来我国电力发展在能源发展中处于中心地位。新电改涵盖电力发展各个方面，为我国电力发展注入强劲动力和活力，有利于形成电力为中心的能源发展格局。

　　以电力为中心，要在终端能源消费方面“以电代煤，以电代油”，未来还将“以电代气”。

 

当前，我国煤炭、油气领域的市场化程度远远大于电力领域的市场化程度，显然从资源配置效率方面来看，替代市场煤、市场油的应该是市场电，不应是计划电。新电改的核心，即让供需在市场见面、用价格对话，必然会进一步提高电力配置效率。

 

以电力为中心，要广泛动员社会资本积极投身电力事业，变国有企业一家独大为万马奔腾。

 

新电改所追求的发电、售电、辅助服务价格市场化，可以使各类社会主体根据供需做出科学决策，促进电力事业投资;通过政府严格监管，实现输配电成本合理化、电网开放无歧视，有利于提高电力与替代能源的价格竞争力并使各类发电顺利上网，促进电力生产投资。

 

以电力为中心，在提高从电力生产到消费全过程、各环节效率、降低成本的同时，还要保障电力普遍服务。

 

在非垄断环节，市场最有效率，新电改体现了能市场化的环节都市场化的思路，并提出了循序渐进、多层次推进市场建设的可行措施;尊重输配环节自然垄断属性，防止效率流失。同时，通过优先购电、保底供电机制，兼顾社会公平。

 

以电力为中心，要提高电力发展的清洁性，降低能源整体排放水平。

 

新电改坚持清洁能源优先上网，是电力市场机制下、可再生能源还不具备竞争力时促进可再生能源发展的重要保障。此外，调节性电源优先发电上网、鼓励跨省跨区消纳可再生能源、建立辅助服务交易机制、推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电等举措，都有利于可再生能源全额保障性收购制度的落实。鼓励可再生能源参与电力市场，则指明了可再生能源降低成本、提高竞争力的发展方向，这也是可再生能源规模化发展的必由之路。

　　6个配套文件意义何在?

 

文/薛静

 

纵观6个配套文件，推进输配电电价改革实施意见，是电力改革、电力市场建设的前奏，是售电侧改革的必要条件。电力市场建设意见是6个文件的总纲，其余文件是其补充，下一步还会有进一步引申文件出台。

 

电力市场改革最重要的是构建电力交易市场。国际上电力交易最先是将5%的市场化交易，中国为了稳定起见，建立以中长期为主、现货为辅的交易机制，保证平稳过度。

 

　　配套文件有何亮点?

 

这次的配套文件主线涉及到电力市场主体、模式、品种、交易方式、交易周期、平衡机制、交易机构、电价、规避风险方式、市场监管以及自备电厂等。与以往不同，亦考虑了用电侧，涉及需求侧管理和用电效率提高。

 

关于交易主体：发电侧包括增量部分和存量部分，增量部分基本要进入电力市场交易，存量部分由于历史原因可选择进入。供电侧既包括电网公司的供电局、地方电网，民间资本也可以进入。就供电企业而言，虽没有提发放售电牌照，但有市场化准入要求。供电企业在履行其公用服务的职能基础上，要售电就要有业务许可证。从配套文件来看，最大的亮点成立售电公司，售电公司是做好用户侧服务的中间机制，其可以是独立的售电公司，电网公司也可以售电，但售电要和配电网分开。

 

关于交易：交易分长期和现货、分散式交易模式和集中式交易模式，分散式是中长期交易模式，稳定电量和价格，保证80%的交易，且以直接交易实物为主。而集中式交易，是通过挂牌交易的方式竞价交易，是差价为主，具备金融属性。现货又分日前和日中两种，日前要求对发电侧和用电侧的波动进行匹配，日中则是短时间内自动完成，5分钟以下的交易由调度中心和交易中心协调完成，短时间内来不及交易的由调度中心进行调度。所以交易中心要相对独立，调度中心则由电网负责。

 

关于电力交易市场：从配套文件看，电力交易市场分全国、区域、省级。其中以省级市场为核心，基本实现电力平衡，区域是补充，全国是跨区电量的平衡和交易，跨区部分又可通过交易落实在省级市场。三者之间没有上下级之分，是互相融通。省级交易平台则需引入第三方管委会进行监管。

 

关于交易机制：从交易机制看，设置了优先权，发电优先和供电优先。供电优先是没有竞价能力的满足，发电优先包括分布式发电足额收购，鼓励非电网发展，清洁能源在前，然后是跨区，再是本地，有序放开，最终实现市场化交易。

 

关于辅助服务：关于辅助服务，主要提供了调峰、调频、备用的期权，是电力市场交易上更高层次的博弈，不仅是电力交易，也是金融交易的过程，其会促进电网提升消纳能力。

 

关于新能源的参与：关于新能源的参与，鼓励竞价，或者优先进入，但会有市场容量。当然，市场容量会小于发电量，所以就有新能源内部的竞价问题，会推动价格波动，或者上升，或者下降。

　　新电改还应看清深层体制难题

 

文/冯永晟

 

细读9号文及配套文件后会发现，在相比5号文取得明显进步的同时，局限性也很明显，真实的改革困难远比想象中复杂。

 

原有体制约束下，竞争红利的释放难

 

新一轮电力体制改革在最大限度保持厂网分离以来市场组织结构的前提下，寻求了与现行结构相配套的交易体制调整，从而使现行改革带有了明显的利益调整色彩。尽管放开售电侧、构建电力交易市场、改变电网营利模式等改革举措具有创新意义，但在面临原有国企体制及市场组织结构的约束下，竞争红利的释放通道很难说通畅。

 

具体而言，9号文及配套文件确定了一种计划加市场的双轨机制，在这种安排下，竞争仅能在部分电量市场中实现：

 

除少数地区外，可放开竞争的市场份额均是有限，而这些市场的集中度又往往较高，国有发电集团占有明显优势，竞争效率令人担忧。

 

双轨制给构建电力交易市场增加了难度，因为难以有效阻止市场主体，特别是拥有众多发电资产的国有发电集团在计划与市场份额之间套利，也无法有效制约政府的自由裁量权。

 

双轨制会带来一种非对称的影响，可能使现货市场设计产生严重缺陷，因为计划份额会影响竞争份额，但竞争份额不会影响计划份额。

　

独立输配电价在双轨制下的实施难度也非常大，售电放开也很难为系统层面资源配置机制的建立提供直接帮助。

 

　　以上难题的根结何在?

 

之所以面临这些困难，是因为9号文及配套文件在面临上述约束的条件下对电力市场改革的核心，即电网环节采取了体外手术的策略，反映出未能理解让市场机制释放竞争红利所需的结构支撑。通过法人分离模式在电网环节实现售电功能的分离是推进各项改革的制度前提，然而这却涉及现行电力国企体制的较大变化，从而形成改革阻力。目前，只能寄希望于通过试点中的问题和经验总结来向正确改革方向逼近。

　　电改方案如何支持能源转型?

 

文/何继江

 

推动能源转型是本次电改方案的重要目标，而能源转型的核心是以可再生能源替代化石能源。在本次发布的6份配套文件中，重视计划统筹和市场引导两种治理路径的融合，协同推进能源转型。

 

计划统筹的方式体现在三方面：

 

可再生能源优先发电。“拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争”。“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电”。此外，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，以确保清洁能源送出。

 

“可再生能源优先发电合同可转让”，这是给予可再生能源的优惠政策。

 

政府用行政手段明确“修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间”。

 

　　市场引导的方式主要体现在六个方面：

 

确定输配电价，无歧视开放电网。通俗说就是风电光伏给电网公司付过网费后就可以直接销售给客户。在局部市场，风电加上过网费的价格对客户已经有明显吸引力，东部城市的分布式光伏的发电成本加上过网费用已经低于白天的商业电价。目前，深圳和内蒙古已经有了输配电价，深圳市搞光伏直供具备了一切必要条件。

　　明确了现货市场建设的目标，要建立起“以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。现货市场可以通过实时电价信号引导发电企业主动调峰，并为实施需求侧响应奠定机制基础，优化统筹全网调节资源，有效促进可再生能源消纳，减少弃风、弃光。

 

需求响应得到高度重视。“引导供应侧、需求侧资源积极参与调峰调频，保障电力电量平衡”，这将大大增加电网的灵活性资源，有利于消纳强波动性的风电光伏。这次文件中第一次出现了需求响应资源的数字，“在前期试点基础上，推广需求响应，参与市场竞争，逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力”。以北京为例，总负荷将近1900万千瓦，3%就大约是60万千瓦，这对张家口风电的消纳当然是好消息。全国实现3%更是巨大的利好消息。

 

　　峰谷电价差拉大。“直接交易电量应区分峰谷电量，实行峰谷电价，峰谷电价比值应不低于所在省份峰谷电价比值”，峰价提高风电光伏来说是，峰谷差拉大则促进了储能的利用，提高了对风电光伏的消纳能力。

 

分布式电源可办售电公司。“拥有分布式电源的用户可从事市场化售电业务”，然后就可以“整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，促进电力生产者和消费者互动，向用户提供智能综合能源服务”，这样的售电公司为客户提供的清洁电力和增值服务，在市场上是有竞争力的。目前售电公司注册资本最低2000万元，这对拥有分布式光伏发电资产的小公司是个不低的门槛，文件又表示“拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务”，鼓励态度很明确，但这些事刚刚开始，大家还要等待另行制定的交易方式文件的出台。

 

未来可再生能源可以成为自备电厂的资源。文件鼓励“推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电”。在风、光、水等资源富集地区，采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。

 

目前的电改配套方案对于可再生能源的消纳还是计划统筹为主，市场引导为辅，随着输配电价试点从深圳和内蒙古推广到全国，随着现货市场的逐步形成，在分时电价和可再生能源配额制的支撑下，促进可再生能源利用的市场机制终将成为推动能源转型的主导方式。

　　新电改配套文件

 

对区域能源互联网意味着什么?

 

文/冯江华

 

六个配套文件与近期国家对天然气价格市场化调整的文件相互呼应，为天气分布式能源及能源互联网在“十三五”期间大规模发展奠定了战略性的基础。

 

区域能源互联网“卡”在哪儿了?

 

近年来，我们一直在大力推进区域能源互联网的发展，但由于体制上的阻力，举步维艰。其最主要的原因是由于建设能源互联网的基本条件是必须实现能源系统的一体化，在此基础上才能进一步实现结构的最优化和高智能化，没有电网的参与和配合，很难实现真正意义上的能源互联网。我们在区域智慧能源系统的基础上推出了能源互联网的概念，目前与四川省能源投资公司共同在宜宾高捷工业园开发中国第一个工业园区的能源互联网试点项目。选择此园区的一个重要条件是此区域电网同属于四川能投公司，而在国家电网供电的区域内很难形成一体化的能源体系。

 

开发区可作为发展目标

 

中国GDP能耗的近80%是工业耗能，美国已建成的近1亿kW的分布式能源项目中超过80%为工业项目，奥巴马政府又提出了近年内再建设4000万kW的目标。约80%的中国工业GDP是近30年来在城市周边发展起来的各类开发区中实现的，这是区别于国外的中国工业的发展模式。我们认为可以把每一个开发区作为发展基础能源互联网的目标(能源互联网的细胞构架)。中国现有近200个国家级开发区，近1500个省级的各类开发区，有经济价值的开发区超过1万个，这些都将有可能作为发展基础能源互联网的对象。

　　最合理的能源互联网经营模式是什么?

 

我们认为最合理的能源互联网的投资和经营模式是以开发区的能源负荷为基础建立一体化的能源服务公司(可采用PPP的模式，能源系统的投资者和开发区政府，或电网公司参与)，采用区域智慧能源系统和能源互联网技术，统一投资、建设和管理园区内的能源供应系统。能源服务公司的功能将包括电力、天然气和其他能源的采购以及向用户直接销售能源产品，也就是说应该具有电力销售的职能，这样的公司最好同时是区域电网的投资者和经营者。配套文件中规定“社会资本投资增量配电网拥有配电网的经营权”，可以成为售电公司，这就为能源服务公司获得此方面的经营权提供了重要的保障。

 

　　电网参与能源服务公司

 

由于国内整体经济情况导致增量配电网的建设规模有限，按此类模式发展能源互联网的规模将受到限制。大规模发展能源互联网项目多数需要在电网公司已建配电网区域中进行，这就需要当地的电网公司参与到能源服务公司中来，配套文件中规定电网公司可以相对控股电力交易机构，也可以成立售电公司，因此电网参与能源服务公司的可能性是存在的。但事实上，电网公司从现在“即买电又卖电”转变成只收过网费的实体还需要相当长的过程。能源服务公司将以为用户节能和提高经济性作为自己的经营目标，这与改革前电网公司的主营目标相违背。我们认为配套文件的战略定位是完全正确的，但存在某些过渡性的政策也可以理解，这需要我们在实际操作中发挥智慧去处理好这些矛盾，也需要政府有关部门的理解和进一步的支持。

 

　　利好天然气分布式能源

 

由于天然气分布式能源是可中断、可调节的能源系统，它可以在能源互联网中起到为可再生能源、用户和全系统调节的重要作用。文件中提出的“建立辅助服务交易机制”将有可能使分布式能源的优势得到充分体现。

 

电力改革要经历一个艰苦和长期的历程，配套文件的出台是电力体制改革的里程碑，文件中制定了电力改革分步实施的路线图，使我们看到了分布式能源及能源互联网这种新的能源革命技术将获得巨大的发展空间，为此我们希望进一步出台的改革文件将会给出明确的时间表