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为进一步深化电力体制改革,解决制约电力行业科学发展的突出矛盾和深层次问题,推动结构转型和产业升级,**国务院近期出台了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“意见”）.本次“意见”的出台预示着电力体制改革的再次重启.
新一轮电力体制改革的基础及意义
随着电力体制改革的不断推进,目前中国电力行业发展迅速,电网规模和发电能力已位列世界第一；基本实现了城乡用电同网同价,基本解决了无电人口的用电问题；形成了多元化的电力市场体系,厂网分开、主辅分离基本实现,大用户直供、区域电网产业链穿透及配售电改革试点稳步开展；组建了多元化的发电企业,形成了国家电网和南方电网南北分治并与内蒙古电力等地方电网企业并存的发展格局；另外在辅业方面还组建了中国电建、中国能建两家设计施工一体化的企业；大用户直购电试点数量也在不断增多；电价形成机制也在不断完善,在发电环节实现了发电上网标杆电价,在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价,在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策；2014年11月以来深圳和内蒙地区的输配电价改革试点也相继放开.上述改革的稳步开展为新电力体制改革的落地奠定了基础.
自2002年国务院启动以“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”为核心的电力体制改革以来,“厂网分开”虽然已经实现,但竞价上网目前仍无实质性进展,电力价格的制定还全部掌握在政府手中.本次“意见”中提出了管住中间、放开两头的改革方向,即政府未来将单独核定输配电价,放开竞争性环节电力价格,把输配电价与发售电价在形成机制上分开,其他没有参与直接交易和竞价交易的上网电量以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电继续执行政府定价.
本次“意见”对发电侧和售电侧的逐步放开不是为了形成电力产业链的两个市场,而是着眼于整个电力价值链的传导和价格互动.值得关注的是,2015年4月8日,国务院常务会议决定下调全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时约2分钱,实行商业用电与工业用电同价,将全国工商业用电价格平均每千瓦时下调约1.8分钱,减轻企业电费负担,这标志着煤电联动已经实质性落地.2013年以来中国多次下调电力企业上网电价,燃料成本的大幅下降使得电价下调后发电企业受到的冲击有限.
新一轮电改的主要内容和预期效应
1.本次电改政策为占据产业链优势地位的电网企业改革规划了方向.本次“意见”重新定位了电网企业的功能,将改变电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况,确定其未来将主要从事电网投资运营和电力传输配送等业务,其承担的交易业务也或将被分开,改由相对独立的电力交易机构来负责.电网企业将不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源,而是按照政府核定的输配电价收取过网费.
上述措施的实现将会大幅降低电网企业的经营规模,并降低其在产业链中的优势地位,但输配环节的电价核算及终端售电价格的形成机制将是一个缓慢的过程；短期来看其对现有发电企业的影响较小,但长期来看拥有较多优质电力资源发电企业的规模效应将不断显现,其在整个电力产业链中的地位将逐步提升.
2.本次电改政策要求开放电网公平接入,新能源及可再生能源上网问题有望有所缓解；分布式电源市场将受益于用户侧的全面放开,而进入快速增长期.“意见”明确要完善并网运行服务,加快制定完善新能源和可再生能源研发、制造、组装、并网、维护、改造等环节的国家技术标准.为此,国家发改委和能源局联合下发了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行[2015]518号）（以下简称“518号文”）.这是新电改方案出台后的首个配套文件,旨在落实“意见”有关要求,改善电力运行调节,促进清洁能源持续健康发展.
虽然2006年出台的《可再生能源法》及后续政策力推全额收购可再生能源,但受制于配套政策不完善、并网消纳限制、环保及安全要求提高等因素,清洁能源长期以来存在着弃水、弃光、弃风等问题；此次“518号文”将全额收购落实到年度发电计划中予以体现,提出了“各省（区、市）政府主管部门组织编制本地区年度电力电量平衡方案时,应采取措施落实可再生能源发电全额保障性收购制度”.
年度电力平衡方案是影响清洁能源发电企业上网的重要环节,在编制年度计划时,通过优先预留水电、风电、光伏发电等清洁能源机组发电空间的方式,对于促进清洁能源发电全额上网具有重要意义.同时,“意见”中也表示将鼓励新增工业用户和新核准的发电机组积极参与电力市场交易,其电量尽快实现以市场交易为主,且要求要确保可再生能源发电依照规划保障性收购,这也在一定程度上利于新能源和可再生能源的发电上网.
值得关注的是,“518号文”还对清洁能源装机比重不同的地区,做出分类要求,对于清洁能源装机比重较小地区,“新增用电需求优先满足清洁能源消纳,明确接受外输电中清洁能源的比例并逐步提高”；而针对清洁能源装机比重较大的地区,则“应采取市场化方式,鼓励清洁能源优先与用户直接交易”.“518号文”中还首次提出了运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间,“通过替*电（发电权交易）、辅助服务等市场机制,实现不同类型电源的利益调节”；同时还“鼓励通过市场化方式确定调峰承担方,鼓励清洁能源直接购买辅助服务.”通过直购电、利益补偿机制、需求侧管理等方式,有利于打通电力产业链,促进清洁能源的长期健康发展；引入市场化机制化解消纳难题也符合新电改的政策方向.但考虑到清洁能源目前的区域布局、电源结构及出力稳定性等多种现实因素,相关政策的落地及实施效果还有待关注.
同时,“意见”中表示要积极发展分布式电源,确定分布式电源应主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”的运营模式,并全面放开用户侧分布式电源建设,支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件,因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源,准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统.分布式电源在快速发展的同时也将有利于推动售电侧的改革.
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