索比光伏网讯:自2015年3月电改9号文发布以来，国家发改委、国家能源局会同各有关方面，积极推进电改，两年多来，电改在诸多方面取得了重要突破。
电改成绩显著
“改革主体责任全面落实，多模式试点格局初步形成。云南、贵州等21个省（区、市）开展了电力体制改革综合试点，重庆、广东等9个省（区、市）和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点，电力体制改革试点已经覆盖除西藏以外的所有省（区、市），形成了以综合试点为主、多模式探索的格局。”国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强7月25日的媒体吹风会上介绍。
记者从国家发改委了解到，输配电价改革实现省级电网全覆盖，为多方直接交易奠定了坚实基础。2016年底，出台了《省级电网输配电价定价办法》，科学、规范、透明的电网输配电价监管框架体系初步建立。
截至目前，已批复输配电价水平的第一批、第二批共18个省级电网及深圳电网，累计核减电网准许收入300多亿元，降价空间全部用于降低工商业电价水平，减轻实体经济负担。
“第三批14个省级电网输配电价核定工作已基本完成，近期各省级价格主管部门将向社会公布。”王强介绍，电力交易机构组建工作已基本完成，区域层面，组建了北京、广州电力交易中心，成立了市场管理委员会。
省级层面，除海南以外，全国其他省份均建立了电力交易机构，其中云南、贵州、广东、广西、山西、湖北、重庆等地组建了股份制交易机构。为确保体现各类市场主体意愿，维护市场的公平、公开、公正，北京、广州电力交易中心以及贵州、云南、蒙东、蒙西、江苏、陕西、安徽、上海、广西、吉林、辽宁、广东、新疆、山西、甘肃等15个电力交易中心已组建电力市场管理委员会，其他地区也在积极推动电力市场管理委员会的组建工作。
两年来，电改加快放开配售电业务，售电侧市场竞争机制初步建立。出台了《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，建立了市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度。
“截至目前，全国在电力交易机构注册的售电公司已有1859家，改革有效激发了市场活力，为电力用户提供了多样化的选择和不断优化增值的服务。”国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新在7月25日电改媒体吹风会上介绍，国家鼓励符合准入条件的电力用户参与市场化交易，已有13000多家电力用户通过市场化交易降低了用电成本，释放了改革红利。
在引入社会资本参与增量配电业务方面，第一批推出了106个试点项目，建立了多元主体参与的竞争机制。“目前，第一批试点项目正在开展项目规划编制、项目业主确定、申请电力业务许可证等工作。”王强说。
在有序放开发用电计划方面，下述数据充分印证了市场化交易初具规模。2016年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。其中，直接交易电量接近8000亿千瓦时，同比增长85%。2017年1—6月，各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计9500亿千瓦时左右，已执行的合同度电平均降价4.7分。预计2017年全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。
诸多改革问题待解
电力体制改革虽然取得了初步成效，但不可否认，改革中还存在着一些比较突出的问题。
首先是市场化交易面临区域壁垒。
在电力普遍供过于求的情况下，一些地方封闭发展的观念重新强化，融入全国性、区域性电力市场积极性不高。“有的省份有意压制省间交易规模，担心规模太大冲击当地电厂；少数地区甚至直接发文将交易电量直接分配到电厂，或要求本地的电力用户在市场化交易中必须选择本地电厂，严重破坏了电力市场的完整性。”王强说。
其次是行政干预市场化定价的问题比较严重。
一些高耗能产业占比较高的地方在稳增长目标驱动下，不仅默许不符合要求的高耗能企业参与直接交易，而且违背市场定价原则，采取行政手段人为降低电价，支持高耗能企业发展，致使国家对高耗能企业实行差别电价的政策形同虚设、难以落实。
再次是清洁能源消纳工作需要进一步加强。
经过各方努力，今年上半年弃风弃光问题呈现好转趋势，但还是比较突出。1—5月，全国弃风电量216亿千瓦时，同比减少75亿千瓦时，平均弃风率14.3%，同比下降7.6个百分点；1—5月，全国弃光电量32.8亿千瓦时，同比减少4.6亿千瓦时，平均弃光率8.1%，同比下降4.8个百分点。下一步，需要建立解决可再生能源消纳问题长效机制。
此外，自备电厂管理还有待进一步规范。
自备电厂主要集中在钢铁、电解铝、石油化工和水泥等高载能行业，部分机组能效环保水平偏低，与高效环保的公用大容量机组差距明显；在承担社会责任方面，自备电厂普遍未按规定缴纳政府性基金及附加，以及应承担的政策性交叉补贴；部分自备电厂还存在参与调峰积极性不高，执行调度纪律不严，运行管理有待改进等问题。
王强表示，为进一步深化电力体制改革，将加快放开发用电计划。在保障无议价能力用户正常用电基础上，加快放开其他购电主体参与市场交易，引导需求侧放开规模与发电侧相匹配。2017年，全国市场化交易电量力争达到全社会用电量的35%以上。
梁昌新表示，下一步，国家将规范电力中长期交易，逐步减少燃煤发电企业计划电量，新建煤电机组原则上不再安排发电计划，推动各地不断提高市场化交易比重，降低企业用能成本。
记者从国家发改委了解到，未来国家将加快放开配售电业务。积极培育售电侧市场主体，总结一些地方放开配售电业务的经验，树立一批成功的售电公司典型，培育若干个售电公司品牌，发挥典型引路的示范作用。同时，抓好增量配电业务改革试点，推动第一批试点项目尽快落地、早日见效，并在总结第一批试点经验的基础上适时开展第二批试点。
电改成绩显著
“改革主体责任全面落实，多模式试点格局初步形成。云南、贵州等21个省（区、市）开展了电力体制改革综合试点，重庆、广东等9个省（区、市）和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点，电力体制改革试点已经覆盖除西藏以外的所有省（区、市），形成了以综合试点为主、多模式探索的格局。”国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强7月25日的媒体吹风会上介绍。
记者从国家发改委了解到，输配电价改革实现省级电网全覆盖，为多方直接交易奠定了坚实基础。2016年底，出台了《省级电网输配电价定价办法》，科学、规范、透明的电网输配电价监管框架体系初步建立。
截至目前，已批复输配电价水平的第一批、第二批共18个省级电网及深圳电网，累计核减电网准许收入300多亿元，降价空间全部用于降低工商业电价水平，减轻实体经济负担。
“第三批14个省级电网输配电价核定工作已基本完成，近期各省级价格主管部门将向社会公布。”王强介绍，电力交易机构组建工作已基本完成，区域层面，组建了北京、广州电力交易中心，成立了市场管理委员会。
省级层面，除海南以外，全国其他省份均建立了电力交易机构，其中云南、贵州、广东、广西、山西、湖北、重庆等地组建了股份制交易机构。为确保体现各类市场主体意愿，维护市场的公平、公开、公正，北京、广州电力交易中心以及贵州、云南、蒙东、蒙西、江苏、陕西、安徽、上海、广西、吉林、辽宁、广东、新疆、山西、甘肃等15个电力交易中心已组建电力市场管理委员会，其他地区也在积极推动电力市场管理委员会的组建工作。
两年来，电改加快放开配售电业务，售电侧市场竞争机制初步建立。出台了《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，建立了市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度。
“截至目前，全国在电力交易机构注册的售电公司已有1859家，改革有效激发了市场活力，为电力用户提供了多样化的选择和不断优化增值的服务。”国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新在7月25日电改媒体吹风会上介绍，国家鼓励符合准入条件的电力用户参与市场化交易，已有13000多家电力用户通过市场化交易降低了用电成本，释放了改革红利。
在引入社会资本参与增量配电业务方面，第一批推出了106个试点项目，建立了多元主体参与的竞争机制。“目前，第一批试点项目正在开展项目规划编制、项目业主确定、申请电力业务许可证等工作。”王强说。
在有序放开发用电计划方面，下述数据充分印证了市场化交易初具规模。2016年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。其中，直接交易电量接近8000亿千瓦时，同比增长85%。2017年1—6月，各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计9500亿千瓦时左右，已执行的合同度电平均降价4.7分。预计2017年全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。
诸多改革问题待解
电力体制改革虽然取得了初步成效，但不可否认，改革中还存在着一些比较突出的问题。
首先是市场化交易面临区域壁垒。
在电力普遍供过于求的情况下，一些地方封闭发展的观念重新强化，融入全国性、区域性电力市场积极性不高。“有的省份有意压制省间交易规模，担心规模太大冲击当地电厂；少数地区甚至直接发文将交易电量直接分配到电厂，或要求本地的电力用户在市场化交易中必须选择本地电厂，严重破坏了电力市场的完整性。”王强说。
其次是行政干预市场化定价的问题比较严重。
一些高耗能产业占比较高的地方在稳增长目标驱动下，不仅默许不符合要求的高耗能企业参与直接交易，而且违背市场定价原则，采取行政手段人为降低电价，支持高耗能企业发展，致使国家对高耗能企业实行差别电价的政策形同虚设、难以落实。
再次是清洁能源消纳工作需要进一步加强。
经过各方努力，今年上半年弃风弃光问题呈现好转趋势，但还是比较突出。1—5月，全国弃风电量216亿千瓦时，同比减少75亿千瓦时，平均弃风率14.3%，同比下降7.6个百分点；1—5月，全国弃光电量32.8亿千瓦时，同比减少4.6亿千瓦时，平均弃光率8.1%，同比下降4.8个百分点。下一步，需要建立解决可再生能源消纳问题长效机制。
此外，自备电厂管理还有待进一步规范。
自备电厂主要集中在钢铁、电解铝、石油化工和水泥等高载能行业，部分机组能效环保水平偏低，与高效环保的公用大容量机组差距明显；在承担社会责任方面，自备电厂普遍未按规定缴纳政府性基金及附加，以及应承担的政策性交叉补贴；部分自备电厂还存在参与调峰积极性不高，执行调度纪律不严，运行管理有待改进等问题。
王强表示，为进一步深化电力体制改革，将加快放开发用电计划。在保障无议价能力用户正常用电基础上，加快放开其他购电主体参与市场交易，引导需求侧放开规模与发电侧相匹配。2017年，全国市场化交易电量力争达到全社会用电量的35%以上。
梁昌新表示，下一步，国家将规范电力中长期交易，逐步减少燃煤发电企业计划电量，新建煤电机组原则上不再安排发电计划，推动各地不断提高市场化交易比重，降低企业用能成本。
记者从国家发改委了解到，未来国家将加快放开配售电业务。积极培育售电侧市场主体，总结一些地方放开配售电业务的经验，树立一批成功的售电公司典型，培育若干个售电公司品牌，发挥典型引路的示范作用。同时，抓好增量配电业务改革试点，推动第一批试点项目尽快落地、早日见效，并在总结第一批试点经验的基础上适时开展第二批试点。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201707/26/136104.html
