深度解读电改细则

国家发展改革委网站30日发布了备受瞩目的电力体制改革配套文件。文件一共有六份，各有何要点？文件发布后光伏行业将迎来哪些改变？我们的生活将会产生哪些变化？详情往下看！
 
1、《关于推进输配电价改革的实施意见》
 
关键词：电网转型
 
此份文件规定了输配电价改革的目标、原则和措施。其中要点如下：
 
逐步扩大输配电价改革试点范围。在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电价改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省（区）列入先期输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许总收入和输配电价。
 
电网盈利模式由“吃价差”变成“准许成本+合理收益”。
 
2、《关于推进电力市场建设的实施意见》
 
规定了电力市场建设的总体要求、实施路径、建设目标、主要任务，并明确了市场主体的范围、发电企业和用户的基本条件，以及市场运行和信用体系建设。其中要点如下：
 
电力市场分为分散式和集中式两种。分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式；集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。
 
电力市场有九大任务，其中包括形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。
 
3、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》
 
规定了电力交易机构的职能定位、组织形式、体系框架、人员和收入来源，并对交易平台的规则、建设和运维、市场人员注册管理、风险防控等做出了要求。要点如下：
 
交易机构可向市场主体合理收费，包括注册费、年费、交易手续费，但不以营利为目的。
 
交易机构有三种形式：电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。
 
有序组建相对独立的区域和省（区、市）交易机构。区域交易机构包括北京电力交易中心（依托国家电网公司组建）、广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）和其它服务于有关区域电力市场的交易机构。
 
4、《关于有序放开发用电计划的实施意见》
 
总体思路：在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并促进节能减排。
 
要点如下：
 
优先保障一产、三产中重要公用事业、公益性服务行业用电及居民用电。
 
优先上网范围：
 
一类优先：纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电；为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采暖期优先发电。
 
二类优先：跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电；为减少煤炭消耗和污染物排放，水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电
 
哪些用电范围将放开？
 
现阶段可以放开110千伏（66千伏）及以上电压等级工商业用户、部分35千伏电压等级工商业用户参与直接交易。
 
下一步可以放开全部35千伏及以上电压等级工商业用户，甚至部分10千伏及以上电压等级工商业用户参与。
 
允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。
 
5、《关于推进售电侧改革的实施意见》
 
向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，有利于更多的用户拥有选择权，提升售电服务质量和用户用能水平。其中要点如下：
 
售电公司分如下几种
 
第一类是电网企业的售电公司。
 
第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。
 
第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。
 
开售电公司需要花多少钱
 
（1）资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。
 
（2）资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量不超过30至60亿千瓦时的售电业务。
 
（3）资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
 
（4）拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。
 
6、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》
 
对燃煤电厂的运行管理、节能减排、环保改造等作出相关规定。要点如下：
 
纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，禁止以各种名义在总量控制规模外核准。
 
京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂。
 
承担社会责任，缴纳各项费用。如纳国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持基金和城市公用事业附加等。各级地方政府均不得随意减免或选择性征收。
 
光伏行业迎来如下变化
 
通过以上对六大文件的要点解析可以得出，推进电改后，光伏行业将出现以下几个变化：
 
1、获得优先上网资格，光伏行业将迎来更大发展空间。
 
2、在保障优先发电的措施中提到：加强电力外送和消纳。跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。同时，跨省跨地区送受电将逐步放开。西部地区“弃光”问题有望解决。
 
3、京津冀、长三角、珠三角等区域禁止新建燃煤自备电厂。而这些地区经济发达，用电量大，且土地资源紧张，未来这三个区域将十分适宜发展分布式光伏。
 
4、在发电准入范围中提到，“火电机组中，超低排放的燃煤发电机组优先参与。”火电厂屋顶配备光伏发电站将有助于保障其所发电力获准参与交易，因此，未来或将会有越来越多的火电厂投建光伏电站。
 
此外，电改对我们的生活还将产生哪些影响呢？
 
电价将不再由单方说了算，而是由市场决定；同时，由于火电节能改造成本加大以及其所要缴纳的各项费用，火电成本必将上升。
 
电改在在发电侧和售电侧引入竞争机制，将打破电网企业单一购售电的局面，形成“多买方—多卖方”的市场竞争格局。也就是说，未来我们买电将有更多选择，谁家的电价低、服务好就选择谁；随着微电网的建设，说不定还有可能出现A家安装了分布式光伏电站，B从A那儿购买光伏发电的情况。
 
配套文件中对电力交易机构的描述感觉很像证券交易机构，未来，电力的交易会在交易机构中进行，如北京电力交易中心、广州电力交易中心。也许也会组建类似证监会职能一样的电力市场管理委员会。
 
新电改六细则Q&A
 
1.哪些省可能性比较大？
 
具备特点：（1）基本技术条件好，市场意识要求高，（2）售电侧放开，（3）经济发达地区，（4）矛盾比较少。三方面试点：售电侧放开、输配电价核定、市场建设。
 
2.电力交易市场要多久？
 
电量交易市场化达到20-30%，1-3年内可能实现正常运转。2017年都是试点，2018年以后才会成立。
 
3.能源互联网的触动
 
能源互联网在用户侧，如果没有售电侧电价放开，能源互联网成功可能性较小。
 
国务院有互联网+申报，有能源口的。
 
4.对于新能源的发展
 
原先主要靠政策补贴，某些程度上将偏中性或利空。卖电主体，主要是水电和火电，目前只是鼓励。对新能源并不是特别好，但放开后，用电侧出现用电主体。促进分布式的发展。新能源微电网是天然售电主体。
 
原先新能源是全额消纳，电改后也是。但如果现货市场建设得好，长远看是好事情。现在新能源卖的是电量。火电还提供有价值服务，新能源提供不了。火电通过给风电深度调峰分利益。
 
5.电价趋势
 
全国都不确定，整体处于过剩的局面。电价是下降趋势。电价下降能否传到终端，不好说。地方政府希望降电价，改善企业盈利。
 
长期看存在涨电价预期的。火电电价低：（1）没有考虑外部成本。碳交易推动电价上涨。（2）新能源成本不会长期下降。
 
大工业用户下降预期会比较大，上网电价降1/3（0.1元）。现在拿增量做交易，但存量不会。对于用户没有降价预期，政府通过交叉补贴。居民不可能降价。利益可能传到售电公司。售电侧竞争不会是完全竞争。
 
东北、西北、西南可能是降价降得比较严重的地方。
 
6.是否会拼命竞价？
 
市场有三类电价：（1）大用户、直供，协议电价，（2）现货市场竞价，（3）保基础供应的标杆电价。国外现货占比只有20%左右。
 
7.新能源统购统销怎么保证全额收购？
 
电价不会有影响，但电量有影响。光伏、风电优先购电权不变。核电有问题，考虑调峰需求后全额消纳。
 
8.跨区输送如果保证新能源被接受？
 
新能源全额收购本身是伪命题。西北地区新能源消纳不容乐观。跨区送电双方协定，国家不做匹配。
 
文章来源：solarzoom+光伏能源圈