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据悉,新电改六大关键配套文件将围绕输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建运营、有序开放发用电计划、售电侧改革、自备电厂监管等展开电力市场化改革。根据安排,上述改革将协调推进,今明两年先在全国范围内选择2至3个省份进行综合试点。
“与某一个领域的试点相比,电力综合改革试点更有吸引力。对于地方省份而言,参与改革试点最直接的诉求是通过改革降低输配电价,扩大用户直接交易的规模,降低本地工商业用户电费支出,稳定本地经济。”有业内专家表示。但是,即便地方试点得到批复,电改也未必一定带来低电价,比如,一些地区电网前期投入成本高,重新核算后的成本可能高于改革前,降电价预期可能落空;电力市场化交易规则设计不完备,甚至有可能影响电力供应稳定性,更有可能使高耗能产业重生,不利于产业结构调整。
万亿元售电侧市场开启
事实上,输配电改革只是电力体制改革中的一环,随着新电改配套细则即将落地,售电侧放开也进入倒计时。
目前电改的思路是在“放开两头、监管中间”的体制框架下,在规范发电侧竞争的基础上,有序推进售电侧放开,优先放开大工业用户购电选择权,电网企业作为默认供电商继续从事售电业务的同时,逐步培育市场化售电主体,形成“多买方-多卖方”的电力市场格局。
按照这样的思路,电网企业传统的输配售电市场将被重新划分,尤其是电力配售市场为社会资本敞开窗口。电力系统外部的资金可以走进去,电力系统内部主体(发电企业、电网企业)也可以走出来组建配售电主体,参与市场竞争。
据华泰证券测算,目前电网购销差价在0.2元/千瓦时左右,按2014年5.52万亿千瓦时全社会用电量来测算,总计将有1.1万亿元的购销差价重新分配。若售电侧有10%的收益,则可贡献超过千亿元的利润蛋糕;若有20%的利润,则可贡献2200亿元左右的利润。
事实上,已经有很多企业提前在售电侧市场布局。目前,深圳、山东等地已经有多家售电服务公司注册,等待配套政策完善后参与售电市场竞争。(来源:人民政协报)
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