电改下的光伏：上位还需哪些条件?

电改无疑将给新能源带来巨大的发展空间，但是光伏发电在国家能源结构中要想占有更大的份额，就必须注重融资、模式、技术的创新，就必须回归市场经济本质要求。

电改关键词：开放

总体看，今年9号文对新一轮电力改革进行了部署，重点和路径是“三放开一独立三强化”：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立;进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

电价改革

第一步是单独核定输配电价，第二步是分布实现公益性以外的发售电价格由市场形成，第三步是妥善处理电价交叉补贴。

输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则，分电压等级核定。国家发改委、国家能源局在6月出台的《输配电定价成本监审办法(试行)》明确指出，“输配电定价成本包括折旧费和运行维护费。折旧费指按与输配电服务相关的固定资产原值和一定折旧率计提的费用，并对不得列入输配电定价成本的情况进行了详细的规定。深圳、蒙西、宁夏等输配电价试点方案都给出了详细的计算、归集办法。大家可参考分析。

总的趋势很明显，就是电网以后花钱要更加注重效益了，政府对准许成本的监管将直接影响到电网公司的“钱袋子”。还有一个问题是理清电价交叉补贴，确保直接参与市场交易和不直接参与市场交易的市场主体之间的公平。

交易体制改革

市场准入方面，将按照电压等级、能耗水平、排放水平、产业政策以及区域差别化政策等确定并公布参与直接交易的发电企业、售电主体和用户准入标准;省级政府按年度公布当地符合标准的发电、售电主体目录。

交易机制方面，引导开展多方直接交易，鼓励建立长期稳定的双边市场模式，建立辅助服务分担共享机制(含用户主动需求响应)，完善跨省区电力市场交易机制(提出探索电力期货、电力场外衍生品交易等电力商品的金融属性开发，值得关注，特别是在大宗商品交易、金融市场活跃度高的地区，如深圳在此方面的尝试)。

相对独立的电力交易机构方面，电力交易机构从电网企业中与其他业务分开，实现相对独立运行，其主要职能是负责市场交易平台的建设、运营和管理，负责市场交易组织，提供结算依据和服务，汇总用户与发电企业自主签订的双边合同，负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。而电网企业主要从事电网投资运行、电力传输配送、负责电网系统安全，保障电网公平无歧视开放，按国家规定履行电力普遍服务义务。

目前，国网和南网对于交易相对独立持有不同的观点，前者认为交易应该留在电网内，至少未来的交易机构应该由电网公司控股;后者认为交易机构可以完全独立于电网。

发电计划改革

有序减少发用电计划，鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易。积极开展电力需求侧管理和能效服务，培育电能服务、实施需求响应等。

向社会资本放开配售电业务

这是一个万亿级的市场!

首先是“新五类”主体：允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电;

鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售;

允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易;

鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务;

允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场。

其次，电网企业将无歧视向售电主体及其用户提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务，承担保底供应商责任。鼓励售电主体向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务。

对于电网而言，假如很多售电业务的收费、结算都绕过电网公司，对后者的现金流将造成重大影响!但售电市场开放还存在很多不确定性因素：售电公司的门槛有多高(如注册资本金与业务范围的关系)?电网公司可否开展竞争性售电业务?发电公司开展售电业务的影响有多大?民营售电公司如何通过金融运作、业务多元、增值服务等手段与具有电网背景的售电公司竞争?……总之，售电公司不仅是技术、人才、商业模式的竞争，更是资本的盛宴!