|
1.《电力发展“十三五”规划》发布，多领域电能替代被纳入 11月7日，国家能源局发布“十三五”电力规划。这是自2005年以来，国家首次发布统一的电力规划，也是时隔15年后，中国电力主管部门再次对外公布电力发展五年规划。 根据《规划》，预计2020年全社会用电量6.8~7.2万亿千瓦时，年均增长3.6%到4.8%，全国发电装机容量20亿千瓦，年均增长5.5%，人均装机突破1.4千瓦，人均用电量5000千瓦时左右，接近中等发达国家水平，电能占终端能源消费比重达到27%。按照非化石能源消费比重达到15%的要求，到2020年，非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右，比2015年增加2.5亿千瓦左右，占比39%，提高四个百分点，发电量占比提高到31%，气电装机增加5000万千瓦，达到1.1亿千瓦以上，占比超过5%，煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。 规划中对电能替代提出的目标是4500亿千瓦时，并且规划还明确了现货市场建设时间表。在民生用电保障上，规划要求，“十三五”期间将立足大气污染防治，以电能替代散烧煤、燃油为抓手，不断提高电能占终端能源消费比重，加快充电设施建设，推进集中供热，逐步替代燃煤小锅炉，积极发展分布式发电，鼓励能源就近高效利用。 此前，5月，国家发展改革委等八部门联合印发了《关于推进电能替代的指导意见》，首次将电能替代上升为国家落实能源战略、治理大气污染的重要举措。之后国家相关部门又陆续出台了京津冀煤改电、船舶与港口防治专项行动等电能替代政策要求。各地配套政策也相继落地，如北京市出台“煤改电”配套电网、电价、设备补贴政策；江西省对电能替代项目给予新增电费支出40%的运行成本奖励，以及不超过投资额30%的建设成本奖励等。 2.电改综合试点已覆盖21个省区市 1月28日，山西省电改综合试点获批，成为国网公司第一个全省域电改综合试点。山西省深化电力体制改革包括理顺电价机制、拓展省内省外两大市场、实现三个规范等三项重点工作，目标是到2017年，山西省电力直接交易量达到全省用电量的30%，外送电能力力争达到4400万千瓦。 5月20日，国家发展改革委和能源局联合公布《关于同意广西壮族自治区开展电力体制改革综合试点》的批复意见。9月6日，国家发展改革委公布了北京、海南、甘肃开展电力改革综合试点的复函，次日又公布了同意河南、山东、新疆区、安徽、湖北、辽宁、陕西、四川等8省（区）开展电力综合试点的复函。 此后，上海、宁夏、内蒙古、天津、青海、湖南等省（市、区）的电改综合试点方案也陆续获得批复。加上去年获批的云南和贵州，全国共有21个电改综合试点。 3.输配电价改革由点及面全面提速 输配电价改革试点陆续获得国家发展改革委的批准。在2015年第一批6个省级电网输配电价试点基础上，2016年，国家发展改革委公布了第二、三批试点名单。3月14日，国家发展改革委发布《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》，试点范围扩大至18个省级电网和1个区域电网；9月19日，国家发展改革委发布《全面推进输配电价改革试点有关事项》，提前启动原定2017年开展的14个省级电网输配电价改革，试点范围扩大到除西藏以外的所有省级电网。至此，输配电价改革由点及面，逐步扩大，基本实现全覆盖。 输配电定价办法进一步明确。11月27日，《省级电网输配电价定价办法（试行）》已经完成向社会公开征求意见的工作。该文件从独立的输配电价形成机制、计算方法、调整机制、激励约束机制四个方面做出了明确，和《输配电定价成本监审办法（试行）》一同为合理核定电网企业输配电价提供了明确的原则、规范的操作方案。 输配电定价成本监审工作也在加强。4月，国家发展改革委公布了《关于开展2016年输配电定价成本监审工作的通知》决定，对纳入第二批试点的12个省级电网和华北区域电网，组织开展输配电定价成本监审；9月发布了《关于开展14个省网公司输配电定价成本监审的通知》，决定对14个省级电网实施输配电定价成本监审。 目前，深圳输配电价改革后进入第一监管周期，总体平稳，广东省、深圳市发改委利用深圳市输配电价改革的降价空间，加上国家煤电价联动形成的深圳市购电成本下降空间，在工业电价不调升的情况下，降低深圳市各类商业用户电价至工业电价水平，平均每千瓦时降低了8.43分。 安徽、贵州、云南、湖北、宁夏5省输配电价已批复实施，其中，安徽、湖北、宁夏3省核定输配电价以后，年减少用户电费支出超过35亿元。12个省级电网和华北电网等第二批试点单位已完成输配电价成本监审，正进行电价水平测算。除西藏外的剩余14个省级电网输配电价改革全面提速，10月份已经启动成本现场监审工作。 4.售电业务和增量配电业务向社会资本开放 截至12月20日，售电侧专项改革试点共有重庆、广东、、福建、黑龙江、河北、浙江、吉林、江西9个获得国家发展改革委的核准。国网公司经营范围内已成立售电公司1221家。继云南发出电改后第一张《供电营业许可证》后，12月8日，国家能源局印发《关于对拥有配电网运营权的售电公司颁发管理电力业务许可证（供电类）有关事项的通知》，为拥有配网运营权主体颁发电力业务许可证。 电网改革方面，10月8日~12月1日，国家发展改革委、国家能源局先后发布《有序放开配电网业务管理办法》《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》，鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，并确定了首批105个增量配电业务改革试点项目。据重庆两江新区官网公布的信息显示，重庆两江长兴电力有限公司投资建设的220千伏南花堡变电站将于12月初启动主体工程施工。深圳前海蛇口自贸区供电有限公司成立后，积极对标新加坡等国家和中国香港地区的国际先进电力企业，按国际一流的标准规划建设安全、可靠、绿色、高效的智能电网。2020年，客户年平均停电时间低于2.5分钟，达到国际顶尖水平。 售电公司方面，广东、宁夏、重庆、甘肃、江西、贵州6个省市有各自的售电公司目录。其中，广东共公示了5批210家，后又拟定公示了46家，其中，五大发电集团在广东省电力市场上聚齐，都成立了售电公司，均获取电力交易资格并纳入广东省自主交易市场主体目录。重庆共公示了2批21家售电公司名单，甘肃公示了15家，贵州公示了4家，宁夏和江西分别公示了1家。 用户方面，重庆将售电侧改革用户范围从本市支柱产业和战略性新兴产业重点项目集聚区，扩大到全市市级及以上工业园区，并不再有存量和增量用户的区分。广东省共获准了20批直接交易准入电力大用户，其中今年12批共455家。甘肃省确立兰州新区、平凉工业园区、酒泉瓜州资源综合利用产业园区3个园区作为第一批售电侧专项改革试点单位。海南将先期选取电力自供区、部分工业园区等组建售电主体参与市场竞争。黑龙江选定在鹤岗经济开发区先行开展售电侧改革试点。吉林省将交易用户分为直接交易用户和一般用户。其他试点均面向全省符合市场准入条件的用户。 5.区域及省级电力交易机构相继组建 12月12日，北京电力交易中心及国家电网公司经营区域内26家省电力交易中心联合发布《售电公司市场注册规范指引（试行）》，明确了电力交易中心办理售电公司市场注册的流程和标准。目前，国网公司经营区域内电力交易平台已实现互联互通，售电公司可以根据自身经营需要选择在北京电力交易中心或有关省交易中心进行注册，无须在多家交易中心重复注册，实现了售电公司市场注册的“一站式服务”。 目前，全国33家电力交易中心相继挂牌。北京、广州电力交易中心属区域交易机构，其他的交易机构属省（区、市）交易机构。重庆、湖北、山西、广州、贵州、昆明、广西电力交易中心以股份制形式组建成立，其他已成立的电力交易中心采用电网企业子公司制。此外，根据《天津市电力体制改革综合试点方案》，将在北京电力交易中心加挂京津冀电力交易中心牌子，同时，设立京津冀电力市场管理委员会。甘肃在电改方案中提出将组建股份制甘肃电力交易中心，对现有的交易中心进行股份制改造。 按照《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》，为维护市场的公平、公正、公开，保障市场主体的合法权益，建立由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成的市场管理委员会。目前，已有贵州、广州、云南、山西、北京、江苏等地电力市场管理委员会宣告成立。 下半年以来，全国各省（区、市）陆续出台电力交易规则。据统计，已有贵州、京津唐、河北、江苏、重庆、广东、湖北、安徽、甘肃等电力市场出台相关交易规则。 6.跨省区电力交易机制逐步完善 10月30日，国家能源局发布《跨区域省间可再生能源增量现货交易规则（征求意见稿）》，拟启动增量现货交易缓解华中及三北地区清洁能源消纳难题。增量现货交易定位为送端电网弃水、弃风、弃光电能的日前和日内现货交易。 截至11月底，北京电力交易中心和国网公司经营区域内各省级交易机构共开展电力直接交易电量4525亿千瓦时，同比增长177.8%，发电侧竞争形成的降价空间全部疏导到用户侧，为电力用户降低购电成本271亿元。北京电力交易中心共开展水电、风电、光电、核电等清洁能源省间送电量达到3406亿千瓦时，同比增长9.1%，接近北京、上海、天津、重庆四个直辖市全年的用电量；累计向华北、华东、华中等负荷中心地区输送电量3164.5亿千瓦时。另一方面，今年1~10月，南网公司西电东送电量达1685亿千瓦时，同比增长4.2%，所送电量中70%是水电等清洁能源，特别是云南送广东电量90%以上是水电，西电东送电量已占广东省总用电量的30%左右。截至2016年11月底，广东电力交易中心共有市场主体1297个，其中有210家售电公司进入市场，数量全国最多，2016年截至11月累计交易电量439.6亿千瓦时；截至11月底，售电公司累计签约用户802家，累计签约电量225.9亿千瓦时。 在省域间交易上，7月18日，国家能源局发布《关于做好京津冀电力市场建设有关工作的通知》。10月31日，京津唐地区顺利完成首次电力直接交易，从北京电力交易中心10月31日正式发布结果来看，符合准入条件的119家电力用户和京津唐地区36家发电企业通过双边协商的市场化方式，在交易平台自主进行交易，最终达成双边交易295项，交易电量61亿千瓦时，节约电力用户购电成本约4.3亿元。 南网公司建立云电送粤市场化交易机制，通过市场化手段更大范围内优化配置云南清洁能源。特别是在《广东省电力市场交易基本规则（试行）》中专门设计了清洁能源市场，允许西南富余水电机组参与月度集中竞争交易，而且，开展水火电合同电量转让交易，通过经济补偿方式协调火电停机备用，为水电腾出更多发电空间，实现共赢。 9月，江苏省完成全国最大规模电力集中竞价交易。此次交易发电企业申报电量达到66.5亿千瓦时，电力用户申报电量64.81亿千瓦时，实际成交电量50亿千瓦时，达成交易合同71笔，成交规模创下平台集中交易、边际出清方式的全国之最。此次电力交易江苏电力用户购电价格平均降低0.0215元/千瓦时，降低购电成本1.075亿元。 贵州初步建立了“计划＋市场”的“西电东送”新机制。其中，计划数按不低于2015年送电量确定，超出部分按市场机制实施。同时，以“黔电送深”项目为基础开展跨区域直接交易试点，推进电力扶贫。 7.电力市场主体信用体系进一步健全 建立健全电力市场主体信用体系是新一轮电力体制改革的重点任务之一。10月8日，国家发展改革委网站发布《售电公司准入与退出管理办法》，明确参与交易的市场主体采用公示和信用承诺制度，建立“一注册、一承诺、一公示、三备案”的准入制度。该办法强化售电公司信用监管，售电公司注册情况须向政府引入的第三方征信机构备案。 据国家发展改革委公开招投标结果，大公国际信用评级集团有限公司作为第三方征信机构被引入，已与其正式签署了《合作开展电力行业信用建设框架协议》，委托大公国际信用评级集团有限公司开展电力行业信用建设工作，包括建立电力行业信用记录、参与电力行业准入备案和准入资质监管、开展行业信用评价、提供基本信用信息服务、实施电力行业信用监测等。 1.电改实质性效果尚有待观察 2016年新电改动作频频，但实质性效果尚有待观察。输配电价改革最令人期待，涉及到电网企业赢利模式的调整，由“吃购销差价”模式转变成“准许成本加合理收益”模式。转变前提自然是准许成本的清晰化，但目前而言还难以做到，定价主体并未改变。售电侧改革被认为是本次改革的重大亮点之一，但电力体制改革文件所提三类售电公司中，第三类售电公司因不能开具发票，事实上并不具有独立的市场主体地位；第二类售电公司供区的获得，基本需要依靠当地行政力量的支持，很难说是市场行为。更可忧虑者，由于售电公司其他业务模式的缺席，最终可能只是形成了新的趸售格局，且供区呈现碎片化。此外，业界对电力交易机构的独立性也多有质疑。因此，尽管2016年新电改动作频频，但对其实质性进展还需进一步观察。 2.电改需要考虑“因地制宜” 分省区看，各地考虑自身经济社会发展水平以及电力工业特点，在电改上侧重有所不同。例如河南、湖南、甘肃等地着重降低用电成本，新疆、四川、云南、甘肃、湖南等直指清洁能源消纳，上海、北京提到调峰困难，湖北、贵州、北京等地提出配售电投资主体单一的问题等。然而，依然有问题待解。河南电网发展能力相对不足，尤其是农村电网建设滞后，破解制约全省电网的瓶颈亟需引进社会资本，加快电网发展；湖北、湖南、云南、甘肃用电成本处于全国较高水平，电力生产和消费的供需矛盾突出，需要开拓市场空间等。因此，电改需充分考虑地方的特殊性。 3.电改有望借助国企改革契机 国企改革作为中国经济体制改革的核心环节，对电力改革具有重大的借鉴意义，电改有望借住国企改革契机，实现跨越式发展。 在市场化导向方面，国企改革应发挥好市场配置资源的决定性作用，破除国企发展的体制机制障碍，增强国有经济的活力。电力改革也应坚持市场化的导向，从售电侧引入竞争是电改市场化的重要抓手，在推进配、售分开，构建多个购电主体，售电企业直接向终端用户放开购电选择权等方面应稳步推进，促进市场充分竞争。 在产融结合方面，新形势下的国企改革更为注重产融结合，这有利于利用金融来反哺实体经济，提升资本运营效率。在电力改革的过程中，产业资本与金融资本的结合也是新的亮点和切入点。电力国企可以通过资产证券化，设立能源基金等多种方式来解决融资难题，实现电力行业的跨越式发展。电力作为二次能源，不仅具有期货商品易于划分种类、转运容易、价格波动频繁、可标准化、交易规模大，且有众多交易者的特点，还具有峰谷电价不同、不可储存等自身的独特性，成立电力期货交易所就是将电力市场与金融相结合的有益尝试。在电力市场的建设上，不应该将自己局限在构建全国的电力市场、大区一级的电力市场抑或是省级电力市场的传统思路上，而应将视野放宽一些，开展电力现货、远期现货及期货交易等多品种交易，以探索用市场化手段解决电力产业的短期、中期、长期电力发展规划问题。 在引入社会资本方面，国有企业混合所有制可以解决目前国有资本布局结构不合理，资源配置低等问题。电力改革要求积极引进社会资本，加快推动售电侧电力体制改革，鼓励社会资本建立售电企业，也鼓励社会资本进入增量的配电业务。7月11日，贵州省第一个混合所有制配售电有限公司──贵安新区配售电有限公司正式揭牌成立，注册资本金15亿元，供电范围为贵安新区直管区470平方千米面积，是目前国内注册资金最多、供电范围最广的配售电公司。12月，国网公司表示，以省级电力公司作为投资主体，与符合条件的社会资本合作成立混合所有制供电公司，通过参加招标等市场化方式争取成为试点项目业主。借助国有企业混合所有制改革和PPP项目推进的东风，电改有望进一步提速。  欢迎大家在文末留言交流...... （编辑：李丹丹) |
|
|
