从业内获悉，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。在中央提出“能源革命”的大背景下，被称为“啃硬骨头”的电力体制改革一直格外引人关注。
日渐明确
在电力行业，日前有两个消息引起业内人士的关注：
1.分布式发电市场化交易明年2月首批试点。《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》已于日前下发。明年2月第一批试点地区启动交易，明年年中前总结评估试点工作并适时进行推广。
2.第三批增量配电网改革试点将启动。启动第三批试点工作，2018年上半年实现地级以上城市全覆盖。
这两个消息的到来，说明我国的电力改革在细化方向上已逐渐明确。
经过两年多的推进，新一轮电力体制改革目前已全面进入攻坚期。十九大报告提出，要推进能源生产和消费革命。国家发改委副主任、国家能源局局长努尔•白克力表示，下一步要加快电力市场和电力交易机构建设运行，有序放开增量配电业务，加大售电侧改革力度。
业内人士认为，“新电改”在2017提了一整年，逐渐进入到攻坚阶段，而攻坚必然要有重点，鉴于总体思路是“放开两头，管住中间”，在“放开两头上”，相比已有的发电售电的利益博弈的艰难，明显在新增量配电以及新兴的电力市场化交易细化方向上，改革更容易迈得步子大一点，快一点，因此国家也在不断的出政策鼓励电力的市场化交易以及增量配网的试点工作。
作为最大亮点的配售电改革再提速，第一批增量配电业务改革试点项目已取得阶段性成果，第二批正在着手布局中。民营资本参与增量配电试点的呼声较高，但值得注意的是，各地项目进展不一，面临诸多阻力。对此，增量和存量的划分以及与规划衔接指导意见、增量配电价格机制等一揽子政策正在制定中。
遍地花开
新一轮电力体制改革启动以来，输配电价改革试点、电改综合试点、售电侧改革试点等各项改革试点工作迅速推进，形成以综合试点为主、多模式探索的格局。“电力体制改革试点基本实现全覆盖。”8月29日，国家发展改革委主任何立峰在十二届全国人大常委会第二十九次会议上报告今年以来国民经济和社会发展计划执行情况时指出。
输配电价改革试点实现省级电网全覆盖。输配电改革试点2014年自深圳、蒙西起步，翌年扩至湖北、宁夏、安徽、云南、贵州等5个省级电网。经过2016年两次扩围后，输配电改革试点到当年底覆盖除西藏外的全部省级电网和华北区域电网。近日，国家发展改革委发文，在华北区域电网输配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改革工作，计划今年底前完成其输电价格核定。
售电侧市场竞争机制初步建立。随着今年江苏售电侧改革试点、宁东增量配电业务试点项目获批，起步于广东、重庆的售电侧改革试点在全国达到10个，增量配电业务试点则达到了106个。售电侧改革试点极大激发了社会投资热情，售电公司如雨后春笋般涌出。据国家发展改革委7月26日发布的信息，全国在电力交易机构注册的售电公司已有1800多家。
电改综合试点扩至22家。2015年11月，云南、贵州作为首批综合电改试点获批。2016年11月，国家发展改革委、国家能源局批复湖南电改综合试点。至此，全国综合电改试点达到21个。今年3月，此前作为售电侧改革试点的福建获批为综合试点，让电改综合试点再添新军。
交易中心组建工作基本完成。截至目前，北京、广州两个国家级电力交易中心组建完成并成立了市场管理委员会，除海南外的其他省份均已组建省级电力交易中心。其中，广州、云南、贵州、广东、广西、山西、湖北、重庆等采取股份制形式。日前，上海市政府发文表示，将加快上海电力交易中心股份制改制，年内完成方案研究并视情况组织实施。
电力现货市场建设试点启程。目前，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区被选为第一批电力现货市场建设试点。按照要求，试点地区应加快制定现货市场方案和运营规则、建设技术支持系统，2018年底前启动电力现货市场试运行；同时，积极推动与电力现货市场相适应的电力中长期交易。
值得注意的是，在试点过程中也出现一些问题。据了解，今年以来，国家发改委牵头组成联合调研组，先后多次开展增量配电业务改革试点实地调研。“民营资本参与增量配电试点的呼声较高，各地项目进展不一，面临着一些阻力和障碍，比如在招标环节，部分省份存在直接或间接指定项目业主的现象，相关规划之间存在冲突；股权比例的设置方面，电网企业普遍要求绝对控股。”有业内人士透露。
对此，发改委电力体制改革专题会议和上述调研总结都数次明确要求，增量配电试点项目必须经过公开招投标，不能有指定行为；电网企业要积极参与竞争，但应采取与社会资本合作的方式，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。
改革提速
随着新一轮电力体制改革的推进，大用户直购电、跨省跨区竞价交易、售电侧零售等具有市场化特质的电量交易已初具规模，市场化交易电量占比日益提高。其中，大用户直购电交易规模最大。
我国大用户直购电试点起步于2002年电力体制改革，但是在十八大以前推进十分缓慢。2011年，全国直购电交易量仅81.94亿千瓦时，在当年全社会用电量中占比不足0.2%。2013年，国家宣布取消大用户直购电行政审批项目，自此直购电逐步走上“康庄大道”，交易量激剧扩大。到2015年，全国大用户直购电交易电量达到4300亿千瓦时。2016年，全国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，大用户直购电量接近8000亿千瓦时，同比增长85%。
数据显示，今年上半年，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。国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的直购电交易量达到5000亿千瓦时，同比增长了50%，占电网企业销售电量的比重已经达到22%。国家发展改革委预计，年底全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，较上年翻一番，占电网销售电量的比重达到35%。其中，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%。
电力市场化改革促进了用电价格下降，降低了企业用电成本。据国家发展改革委披露的信息，去年电力行业共降低企业用能成本1000多亿元。其中，全国市场化交易电量每千瓦时平均降低电价约7.23分，为用户节约电费超过573亿元。今年上半年，已执行的市场化交易电量平均降价4.7分/千瓦时，降低企业用能成本约230亿元。
“输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差减少1分/千瓦时，核减32个省级电网准许收入约480亿元。”7月26日，国家发展改革委价格司巡视员张满英在新闻发布会上表示，预计全年降低用电成本1000亿元，其中市场化交易电量降低电价达到180亿元，当年完成输配电价降低380亿元。（中能网）
