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      電力體制改革獲得積極成效 新能源參與市場競爭是必然趨勢

      人民網 2018-10-31  1519次
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        眾所周知,我國電力體制改革已經持續了數年,而改革的目標從來不是為了單純的降低電價,但是,價的高低走向又是評價電改效果的關鍵指標之一,因而,電價,尤其是售端電價始終牽動著關心電價人士的神經。


        近日,國家發改委召開10月份定時定主題新聞發布會。政研室副主任、委新聞發言人孟瑋在會上表示,今年以來,發改委會同有關部門和地方,推動電力體制改革取得積極成效。


        據孟瑋介紹,在去年實現省級電網輸配電價改革全覆蓋的基礎上,2018年陸續核定了華北、東北、華東、華中、西北五大區域電網輸電價格,以及24條跨省跨區專項輸電工程輸電價格,累計核減電網企業準許收入約600億元。


        電力改革不斷推進


        2015年3月15日,中共中央、國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》,被譽為“啃硬骨頭的改革”正式拉開帷幕,最大的亮點是提出穩步推進售電側改革,有序向社會資本放開配售電業務。

       

        相對于售電放開而言,配電網因觸及電網企業核心利益,放開的腳步要緩慢一些。直至2016年10月11日,《有序放開配電網業務管理辦法》出臺,12月1日首批105個增量配電網業務改革試點落地。之后2017年11月和2018年4月第二批和第三批試點相繼落地,目前項目總量已達320個。


        為扎實推進增量配電業務改革試點工作,了解試點中存在的問題,檢查督導增量配電業務改革健康有序合規加快開展,8月份以來國家發改委、國家能源局組成六個組分別赴江蘇、貴州、遼寧、河南、廣東、甘肅、寧夏、重慶、云南、福建、浙江、上海、湖北、湖南等14個省(市、區),開展增量配電業務改革試點督導調研,了解項目進展、建設、運營以及供電業務許可證申辦等情況,以及業主確定、配電區域劃分、配電設施接入系統以及配電價格制定等方面存在的主要問題。


        有專家指出,在實際的操作中,政府規劃與電網規劃銜接、增量配電與存量的區域劃分、供區存量資產處置還存在問題和爭議。同時,在當前的增量配電價格下,基本沒有盈利空間。輸配電價按電壓等級劃分不是太合理,還有一些項目根本沒有壓差。而且目前很多試點都是產業園區、工業園區或經濟開發區等,用電需求一般都是先低后高,甚至后期也不一定高,從而導致較長時期內售電量較低,收入遠低于預期。此外,一些小型配電企業相關標準有待提高,獨立第三方機構的數量和專業能力也不足。


        不過,在經過多年推進積極改革后,目前,全國所有省份均建立了電力交易機構,其中,云南、山西等8省(區)組建了股份制交易機構;北京、廣州2個區域性電力交易中心也組建完成,成立了全國電力交易機構聯盟,形成業務范圍從省(區)到區域、從區域到全國的完整組織體系。截至2018年上半年,在全國各電力交易機構注冊的合格市場主體達82921家,較2017年底增長約2萬家。


        售電側市場競爭機制初步建立。截至2018年8月,全國在電力交易機構注冊的售電公司達3600家左右,為電力用戶提供多樣化的選擇和服務,有效激發了市場活力。同時,發改委開展了三批增量配電業務改革試點,共有試點項目320個,不少試點項目已投入運營,在引入社會資本方面取得了突破性進展。


        在加快放開發用電計劃方面,2018年上半年,全國市場化交易電量8024億千瓦時,同比增長24.6%。其中,發電企業與電力用戶直接交易電量6656億千瓦時,為工商企業減少電費支出約259億元;跨區跨省市場化交易電量1483億千瓦時,同比增長32.6%。2018年7月,發改委、國家能源局聯合印發《關于積極推進電力市場化交易 進一步完善交易機制的通知》,明確要求擴大市場主體參與,完善電力市場交易機制,提出2018年放開煤炭、鋼鐵、有色、建材等4個行業電力用戶發用電計劃。


        新能源未來將參與市場競爭


        從新能源行業來看,根據中國的電力改革政策,政府將會開放售電市場,但輸電則仍在兩家主要電網公司手上(南方電網和國家電網)。由于火電和水電比其他可再生能源更具成本優勢,因此政府推出了可再生能源配額制,以保障可再生能源的發展(2020年前,發電公司的總發電量至少9%要來自非水力可再生能源;2020年前,火電公司的可再生能源發電量需至少相當于總火電發電量的15%)。根據可再生能源配額制,未達標的火電公司需要向可再生能源公司購買“綠色證書”,這將惠及可再生能源。此外,由于風電利用小時數高于光電,在更低的市場價格下仍可盈利,更具成本優勢,因此風電比光電更能受惠于可再生能源配額制。


        國家能源局近日發布了2017年全國31省(區)的上網電價。其中風電平均上網電價為562.30元/千千瓦時,燃煤發電的平均上網電價為371.65元/千千瓦時。2020年風電要實現平價上網,目前來看風電仍有190.65元/千千瓦時的距離。


        近年來,盡管風電、光伏等新能源發展迅速,但由于資源富集地與電力消費地不匹配、技術因素以及體制障礙導致的新能源消納難、并網難仍是困擾行業發展的難題。目前,一方面是政府大力扶持新能源建設,另一方面卻是大量的棄風棄光現象,光伏與風能發電有較多無處可用的尷尬境地。我國新能源面臨著“棄風、棄光限電”問題,導致新能源開發不得不轉向低風速、低光照地區,這些地區盡管沒有消納問題,但可開發的資源非常有限,且面臨復雜的開發環境。


        不過,可以看到,全面參與市場也是新能源發電最終必然的選擇,對于新能源行業而言,享受補貼的受限發展與全面參與電力市場,究竟哪一個是現階段新能源行業的最優選擇,需要先看看成熟電力市場國家新能源進入電力市場的模式。但毋庸置疑,我國現階段新能源發展的速度和規模是任何一個成熟電力市場國家無法比擬的。國外通過溢價補貼、實施配額制、簽訂實物或金融協議等多種方式保障新能源收益,使得新能源能夠以低電價參與市場競價實現優先上網,用市場的方式實現新能源健康可持續發展。

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