中电观察丨改革路上"没有最好，只有最适合"

【中电观察】

改革路上“没有最好，只有最适合”

――一季度电改观察

中国电力新闻昂见习记者 支彤

　　2018年一季度，电力体制改革领域多个重磅文件相继发布。新规发布释放的信息牵动各方神经，引发诸多解读，其背后是行业对于改革过程中配售电业务、交易机构交易业务范围、输配电价、局域网和增量配网等电改关键领域的特别关注。

　　三年多来，我国电力体制改革不断深入推进，2017年全国市场化交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%。今年一季度，市场化交易持续活跃，仅云南省内电力市场化交易电量就达到195 亿千瓦时，同比增长30%。

　　惟其磨砺，始得玉成。一季度的电改领域，市场化能源资源配置成效的逐步显现，细化指标、落地责任的相关规则密集发布。如何不断使市场在资源配置中起到决定性作用，如何更好地发挥政府的作用，仍是我国电力体制改革过程中上下求索的关键。

　　增量配电改革试点迈出实质性步伐

　　加快推进配售电改革，完善增量配电业务改革试点配套政策，今年的能源工作指导意见中指出将大力推进第一批106个、第二批89个增量配电业务改革试点，启动第三批增量配电业务改革试点工作。

　　作为改革的“关键一环”，输配电价一向颇受关注。新年伊始，“两办法一意见”的出台，以及紧随其后输配电服务成本核算制度的发布，被认为是国家对输配电价领域全面监管的标志。

　　事实上，早在2017年底，国家发展改革委就已出台区域电网、跨省跨区专项工程输电价格定价办法以及地方电网和增量配电网配电价格指导意见，纵深推进输配电价改革。

　　进入2018年，各地增量配电业务改革试点工作纷纷迈出实质性步伐，山东省确定济南市高新区智能装备城等6个区域将开展增量配电业务改革试点，江苏省则向省内的配售电公司颁发了首张电网企业之外的供电类电力业务许可证。

　　随后，调整宁东直流等专项工程首个监管周期内输电价格、执行单一制电量电价的通知发布，该通知界定了通过跨省跨区专项工程参与电力市场交易用户的购电价格构成。行业普遍认为这是政府积极推进跨省跨区电力市场化交易的一个重要信号，科学规范透明的输配电价监管制度正在逐步建立。

　　3月13日，《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》印发，其中明确界定了增量配电业务区域并确定了配电区域的唯一性、区域性和一致性，即一个配电区域内，只能有一家售电公司拥有该配电网运营权。可以预见，在划分有了政策依据的未来，各地增量配电区域的规划困境将更容易突破，改革试点工作也将更稳妥推进。

　　分布式发电市场化交易实现关键突破

　　2017年年末到2018年一季度，分布式发电市场化交易试点相关政策密集出台。

　　先是酝酿8个月的开展分布式发电市场化交易试点的通知正式发布，其中界定了交易项目、交易机制、交易模式、过网费征收标准、试点地区方案等内容。

　　作为业内翘首企盼的新规，该通知的关键突破在于明确了分布式发电项目与电力用户交易的“过网费”，即分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。另外，通知中还鼓励分布式发电项目采取多能互补方式建设、安装储能设施。

　　3月，分布式发电管理办法征求意见稿发布，进一步为分布式发电市场化交易提供有利政策支撑。管理办法积极推动《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》中明确的三种分布式发电市场化交易可选模式，即分布式发电与配电网内就近电力用户的电力交易，发电项目既可与电力用户进行电力直接交易，也可委托电网企业代售电，或者采用全额上网方式。其中更指出，企业、专业化能源服务公司和包括个人在内的各类电力用户均可投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可。

　　一季度，我国分布式发电市场化交易利好消息不断，“隔墙售电”何时实现？分布式发电是否会迎来爆发式增长？新规的执行落实值得期待。

　　市场化交易实施步骤进入规范阶段

　　除了《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》《分布式发电管理办法（征求意见稿）》等重磅文件的发布，一季度电力市场交易领域还有多项实施细则发布。细则型新规发布进入密集阶段，也从一个角度反映出“鼓励→规范→深化”的电力市场化交易实施步骤正在逐步进入“规范”阶段。

　　1月30日，作为我国推进电力改革的重要交易市场之一，北京电力交易中心发布了省间电力中长期交易实施细则的报送稿。其中对市场成员、市场准入和退出、交易品种及组织方式、交易基本要求、年度交易组织、月度交易组织、价格机制、合同管理、偏差电量结算及考核等做出了明确的规定。

　　与此同时，各地政府也在积极推进电力市场化交易。

　　早在2016年底发布的电力中长期交易基本规则已对电力中长期交易规则的相关细节做出规定，其时各省均因地制宜制定了相应的电力市场交易基本规则。但与当时各省对省间交易及市场主体界定的态度模糊不同的是，本轮发布的地方交易规则开始指向省间壁垒和市场主体限制等相关问题。

　　国家能源局华北监管局（办）等四部门发布深化京津唐三地电网电力中长期交易的通知，三地联动，京津唐电网范围内统一开展电力中长期交易，在京津唐电网范围内统一有序开展中长期交易，准入的发电企业、电力大用户、售电企业均可参加包括直接交易、跨省跨区交易在内的年度双边交易。

　　而福建最新版本的电力市场交易规则中“拥有增量配电网运营权的售电公司可承担配电区域内电费收取和结算业务，按照政府核定的配电价收取配电费”等内容，意味着配售电公司可参照电网企业的职责做好配网内的用电费结算。

　　在螺旋形上升的改革路上理性前行

　　今年1月，在南方(以广东起步)电力现货市场交易规则研讨会上，与会人员达成共识，要坚持市场为导向的设计原则，由市场来选择规则。同时，要认清市场不能解决所有问题，也不能一次性解决市场问题。

　　“没有最好的市场，只有最适合广东的市场”，应循序渐进，把现行的中长期交易规则与未来的现货市场相结合，统筹考虑市场的安全性、延续性、实用性和科学性，统筹考虑市场的环境条件、主体意愿以及对市场的认识，共同建设最适合广东的电力现货市场。

　　3月23日，《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》《关于提升电力系统调节能力的指导意见》在一天之内同时发布，着力于推动实施可再生能源电力强制配额及考核办法以及提升电力系统调节能力和运行效率等方面。

　　不难看出，顶层设计对于电力体制改革中各层次各要素的统筹兼顾。一方面将继续加快电力市场建设，大幅度提高电力市场化交易比重，建立以市场为导向的促进新能源消纳的制度体系。一方面需通过对电网企业、自备电厂等电力市场交易主体规定配额并考核，指导市场主体优先开展可再生能源电力交易。

　　从蹒跚起步，到理性前行，从暴露问题，到取得进展，改革非一日之功。

赵雅君