【售电观察】如何看待当前电力体制改革？-第2页-北极星售电网

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四是跨省跨区市场化交易的步伐也有可能加快。现在北京交易中心、广州交易中心平台已经建立了。广州交易中心已经有了初步的市场化思路，第一步要把云贵水电汛期多发的电量拿过来市场化交易，第二步要在南方区域搞跨省月度增量的市场化交易，第三步将来要把全部国家计划和政府间协议电量市场化。一旦北京、广州电力交易中心摸索出市场化路子，制定出公平、透明且简单、易行的交易规则，能够妥善协调各方利益关系，又能为各方接受，在这种情况下跨省跨区市场化交易进程就会加快。

五是跨几个省的区域电力市场会破茧而出。跨几个省的区域电力市场有利于资源在大范围内优化配置，有利于几个省资源优势互补，有利于打破省间壁垒，所以区域电力市场随着整个电力体制改革的推进必然会出现。它虽然在理论上好处很多，但起步难度较大，主要是因为要协调好相关省的利益，还要取得电网企业的支持和配合。美国50多个州，就10个电力市场。北欧7个小国联成一个跨国区域电力市场。将来我国区域电力市场肯定会出现，首先出现在京津冀区域，还是以广东为中心的南方几个省，还是今天开会讨论的西北区域电力市场，它既是政府推动的结果，更是市场选择的结果，我们拭目以待。

电力体制改革对电力企业的影响

今天到会的电网和发电企业很多，说明大家对电力体制改革高度关注。电力企业作为电力市场主体，是改革的主要参与者，也是改革利益调整的对象。

(一)对电网企业的影响

一是电网企业要适应改革带来的转变。这次改革对电网企业影响很大，要改变电网企业集电网投资、电力传输、统购统销、调度交易为一体的状况。现在核定输配电价，交易机构半独立，社会资本可以进入配电、售电领域，这都是大势所趋了。今后的电网企业的盈利模式，不再是统购统销吃上网电价和销售电价的价差，而是按照政府按“准许成本+合理收益”核定的输配电价收取过网费。这种功能定位和运营模式转变带来的影响不容忽视，电网企业要转变理念，主动适应改革，积极参与和支持改革，在改革中获得新的发展。

二是确保电网企业的利益。确保电网企业通过收取输配电费获得稳定收入来源和合理收益水平。输配电价已经核定的地方，按道理在改革中地方政府就不应再让电网企业让利了，否则也不利于电网安全稳定运行和电网再投资建设。

(二)发电企业如何参与电力体制改革

本轮电力体制改革是在经济进入新常态、电力需求明显放缓、电力供应能力总体富余的情况下开展的。发电企业在改革中面临较大压力和挑战，特别是对发电成本高的火电企业挑战更大。对整个发电行业来说，是机遇与挑战并存，挑战大于机遇的。那么，发电企业如何参与电力体制改革呢?如何在改革中努力获取相对稳定的收益呢?

一是获取优先发电计划。对规划内风电、光伏发电，在本轮电改中实行优先保障收购，仍执行政府定价。调峰调频机组、热电联产供热机组，以及跨省跨区国家计划和政府间协议电量，按电改政策，给予优先发电保障。水电、核电也给予二类优先发电保障。

二是争取竞争性市场交易电量。竞争性市场交易分为中长期交易和现货交易。将来80%以上、甚至90%电量，都要签订中长期合同，以维护发电企业相对稳定收益。在电力交易中心进行集中竞争性报价，报价低的机组可以获得市场份额，这对部分成本低、报价低的发电机组是机遇。电厂与用户签订中长期合同，需要电厂转变经营理念，变过去吃计划电量在家等钱进账，改为走出去找用户、在市场卖电，转变得越早，就越主动。

三是发电权置换。农业、重要公用事业、公益性服务行业及居民生活用电实行优先购电。落实优先购电任务，各个公用发电机组会分得一部分计划发电量，这一部分发电量可以拿出来与清洁能源发电进行发电权置换，从而换得一部分收益。此外，为保证电改平稳推进，也会给电改前已投产运行的发电机组一个过渡期，继续分配一部分基本电量，这也可以用来发电权交易。

四是获取辅助服务经济补偿。此次电改要建立市场化辅助服务分担共享新机制，发电企业提供调峰、调频、备用等服务，可以按市场原则获得相应的经济补偿。

五是从事售电业务。发电企业搞售电公司，不仅有专业优势，还有市场优势，一头连着发电，一头连着用户，有利于稳定发电企业整体收益，增强抗风险能力。在成熟电力市场国家，发电公司办售电公司是一条成功的路子。比如在澳大利亚，AGL能源有限公司和EnergyAustralia公司都是全澳最大型发电企业，同时也是澳大利亚市场份额排名前几的电力零售商。

六是投资新增配电业务。9号文鼓励社会资本投资配电网，为什么发电企业有电力专业优势还不可以干呢?发电企业做配电网，它不掌握调度，就不存在不公平交易问题。但不鼓励发电企业投资建设向用户直接供电的专用线路，因为它不承担社会责任，违背公平竞争原则。

七是参加电力期货保值交易。随着电力市场建立和发展，将来还会像国外电力市场一样，开展电力金融衍生品交易，以对冲现货市场带来的价格波动。

八是稳定和降低燃料成本。我国目前中央和地方大型发电企业，电源结构总体上以煤电为主。煤炭燃料成本是火力发电成本中的大头，占度电成本80%左右。火电企业要积极与煤炭企业签订长期协议，平滑煤炭价格市场波动风险。煤电企业与煤炭企业实现战略重组，建设大型煤炭+火电能源集团，可以为煤炭稳定销路、为火电稳定成本。还可以通过参加煤炭市场的金融期货套期保值，来对冲煤炭市场价格波动风险，这在国际上是通行做法。

九是投资新能源、新业态。投资可以分散就近上网的光伏发电和风电，投资分布式电源、智慧能源综合利用小区。这几种电源品种符合政策支持方向，也符合电力未来发展方向，还能根据新电改政策享受优先发电保障。

十是加强内部精细化管理。除了燃料成本外，人工成本、设备折旧、财务费用在度电成本中占有10~15%的比重，这方面在加强管理、降低成本上也有比较大的挖掘潜力。

电力市场化改革是一个不可逆转的趋势。面对改革和竞争压力，发电企业要强化管理，降低成本，增强市场竞争力。要调整结构，增加清洁发电比重，这是未来发展之趋势。目前，我国人均年用电量4000千瓦时，欧洲各国是6000至8000千瓦时，美国、加拿大更高。随着我国经济磨底复苏、城镇化深入发展、第三产业和新的用电业态增长，以及人民生活水平继续提高，社会用电量还有进一步增加的空间。当前，发电企业要苦练内功，等待寒冬过去。

最后，还是回到9号文。贯彻9号文的精神和原则，以此统一思想。9号文明确的任务，我们就坚定信心，大胆去干，排除困难，增强韧劲，不达目的不罢休。在9号文指引下，勇于实践，勇于探索，勇于创新，以电力体制改革的红利，促发展稳增长惠民生。

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原标题：行业观察丨刘刚：如何看待当前电力体制改革

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