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电改:第三批增量配电试点揭开面纱 细化电改方向

发表于:2017-11-28 09:09:36 来源:新能源投融资圈 作者:邓永康

11 月3日,国家发展改革委、国家能源局组织近日召开了“电力体制改革专题会议”,会议明确了电力市场化改革的细化方向。对于第三批试点,两部委提出增量配电试点的“两扩围、五明确、一纠偏”原则。“两扩围”指扩大混改、改革试点,引入多经济成分、所有制的试点项目,增加第二批120 家试点项目,启动第三批试点工作,2018 上半年实现地级以上城市全覆盖;“五明确”指明确配电区域划分指导意见,明确配电价格形成机制,明确公用电网向增量配网公平开放,明确市场化竞争方式确定项目主体,明确能源局派出机构依据法律、法规及电改精神加强事中、事后监管。“一纠偏”指建立及时发现、纠正偏差的机制。此次会议明确了我们之前的分析:政策方面会加强增量配电项目的全方位推进,国网方面对于增量配电项目要绝对控股,两者博弈。此次政策透露出政府明确的增量配电项目推进的决心,也回应了前段时间来自电力企业质疑的声音。同时,此次制定的原则明确了之前出现的问题,将改革方向细化,有望促进改革范围进一步拥抱社会资本,推向国网之外。但此次会议上也说明了,目前增量配电项目由于交叉补贴的问题,不允许接入电源;同时,增量配电价格机制及核定方法也有待进一步明确。

十九大后,在能源生产和消费革命的大背景下,电改进入攻坚期。10 月15 日,新华社发布《党的十八大以来大事记》,集中反映了5 年来党和国家事业取得的历史性成就和发生的历史性变革,电改入选《党的十八大以来大事记》,电改受到高度关注。近日,电改会议政策不断。10 月30 日,发改委价格司提出:深化电价改革,做好电价工作。11 月2 日,江苏省电力中长期交易规则(暂行)发布:售电企业应根据签约用户的电量提供银行履约保函,自愿参与市场交易的两类电力用户,全部电量进入市场,不再执行目录电价,不得随意退出市场。广东省作为电改排头兵,发布了电力市场交易信用管理办法(征求意见稿):信用评价为四等六级制,印发了电力市场年度合同电量集中交易实施细则(试行)。

湖南首批增量配电项目,电网公司100%参与。本周,列入国家发改委第一批增量配电试点的湖南省的全部4 个项目,包括湘潭经济技术开发区、益阳高新技术产业开发区、衡阳白沙洲工业园、资兴市东江湖大数据产业园,其项目业主均已确定。最引入注目的是,国网湖南省电力公司均以联合体的形式参与了所有4 个试点项目,且都是作为联合体的牵头方身份出现,全部成功中选。由于增量配电改革涉及到的利益分配对于电网公司来说,是很有吸引力的,属于必争之地。南方电网公司“能控则控,能参则参,能运营要坚决营运”的总要求便可以说明这一点。同时,电网企业在配网建设中拥有独特的竞争优势,远非普通电力公司可以匹敌的,为避免因网外企业进入配网市场没有实际经验而引发的不对称竞争,在首批增量配网试点中,对电网企业进行界定和限制的确有必要,如此会更加吸引社会资本进入增量配网业务,符合改革的初衷。但就目前的已经公布的业主优选结果来看,国网系参与增量配电的积极性很高,上周海南省的业主优选结果反应了国网对于增量配网的重视程度。但,此次湖南首批增量配电项目中,国网的参与程度之高,确实有违国家发改委发布的《电力体制改革专题会议纪要》中“第一批试点项目中电网企业控股、参股的项目不得超过50%,原则上不搞绝对控股”的规定,如果湖南首批增量配电项目顺利,为后来的项目起到了示范,国网参与程度或将更大。可以预见,在第二批增量配网试点中,将要按照招投标的方式确定项目业主,没有了发改委对电网公司绝对控股的限制,国网资本的股权比例势必有所增加,非国网资本想要更大程度的参与增量配网建设变得困难。但,在前几批试点,电网公司作为业主也未尝不可,国网的经验带领“新人”少走重复建设的弯路,在配网建设中的经验在更看重投资收益率的增量配网建设中,更能避免重复建设,更能提高投资效益,且电网公司能较好的履行社会责任,有利于配网长期稳定运营。社会资本资本作为业主,可以为配网格局带来活力,竞争的引入冲击了原有垄断格局,争夺增量配网蛋糕,而且配网建设投资增加了国网下产业单位的客户类型,也为产业单位带来全方位的电改气息。因此,国网运营甚至是控股增量配电项目也不完全无益,发改委政策也体现了这一点:仅限制了首批增量配电项目电网的绝对控股。在市场环境下,不论是谁控股、运营增量配网,保障配网高效稳定运营的同时,投资效益是很好的度量依据。最终,配网放开进一步松绑了国网下产业单位的业务范围,势必利好国网旗下相关产业公司。

江苏2020 年形成较完整的电力现货市场体系。江苏电力市场建设方案印发,《方案》将江苏电力市场建设分为三个阶段:第一阶段(2017-2019 年):有序放开发用电计划、竞争性环节电价和配售电业务,初步建立电力市场机制,开展日前市场和实时平衡市场模拟运行。第二阶段(2020 年):扩大资源优化配臵范围,丰富市场交易品种,完善市场交易机制,形成较为完整的电力现货市场体系,探索开展电力期货、期权等金融衍生品交易。第三阶段(自2021 年起):健全日前市场和实时平衡市场,建立电力金融衍生品市场,推进市场自我发展与完善。在去年11 月7 日,国家发展改革委、国家能源局正式发布的《电力发展“十三五”规划》中提出:现货市场是电力市场的重要组成部分。目前来看,发展现货市场可以结合中国电力工业的实际情况,以及中国下一步以大用户直购电为突破口、引入售电侧竞争的市场化改革思路。

发改委取消跨区发供电行政核准,跨区交易更上一阶。近日,发改委:取消“跨省发电、供电计划和省级发电、供电计划备案核准”,加强事中事后监管措施。此举有利于促进电力市场建设完善,推动电力电量平衡从以计划手段为主过渡到以市场手段为主。据国家电网消息,今年1-9 月,北京电力交易中心省间交易电量累计完成6419 亿千瓦时,同比增长9.7%,其中省间市场交易电量1725 亿千瓦时。结合近期,南方能监局召开南方区域跨区跨省电力交易监管办法编制工作座谈会。国家发改委办公厅发布《全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知》,表示将全面推进区域电网输电价格改革,在华北区域电网输电价格改革试点基础上,组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作。我国地区条件差别较大,各省之间的发电环境和能力各有不同,造就了不同的发电价格,比如云南水电最低的上网电价每度还不到0.1 元,但大量电力本地无法消化。同时当前跨省之前进行电力交易,需要双方协商,耗时耗力,这也在一定程度上造成了一边电价难降,一边弃电严重的奇怪现象。以往各省电改动作,集中于省内直接交易,对于跨省、区不够重视,造成保本地发电,抗拒外省电量输入的情况,形成省内电价垄断。南方区域打破跨省区电力交易壁垒,或为电力需求旺盛的省份带来电价下降空间,让电改不再局限于省区。目前来看,跨省电力交易还是地域较近的省份间开展,系现在国内供电能力短缺的省份较少,靠拉大输电距离解决电力过剩地区的电力供应矛盾的可行性,还有待观察。发改委此次的全面推进跨省跨区输电价格改革,是电力价格机制改革的一项重要内容,对于推进电力市场化,降低用电企业成本等都有着重要意义。

国家层面与地方层面共同推进电价改革。国家发改委公布8 月份电力运行情况、价格运行和监管情况:国家层面将加快推进跨省跨区专项输电工程和区域电网输电价格改革。地方层面将积极开展地方电网和增量配电网的配电价格改革,实现对电网监管的全覆盖。同时,根据电力市场建设进程,有序放开竞争性环节的发售电价格,逐步扩大市场形成电价的范围和程度。鉴于前段时间,省级输配电电价核算基本完成,此次发改委的电价改革政策分为国家层面和地方层面开展,重在解决目前电力发展中存在的问题:国家层面针对输电网价格,重点在于解决地方电力资源的不均匀问题,重点推进跨区输电价改革;地方层面,则重点在于解决增量配网的电价问题,目前增量配网的电价依旧没有国家层面的方案,还是各地依据自身的实际情况进行定价,电价制度暂不完善,借助电价核算有助于各地方增量配网电价的合理制定。此次的电价改革有望降低跨区以及增量配网的价格,或将促进跨区电力交易,同时降低用电成本,利好用电企业。

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