市场为电力行业带来生机与活力

文 本刊记者 陈向国

新年伊始，电力体制改革继续在深水区行进。各地区都在落实改革措施，采取实效行动。比如，西藏地区清洁能源首次送入首都的协议已经签订。根据交易协议约定，西藏地区6家水电站将在2019年7～9月丰水期外送1.5亿千瓦时电量进北京，促进西藏清洁能源外送消纳，同时为北京地区夏季大负荷期间提供电能支撑。据悉，首都电力交易中心积极推进交易双方的沟通协调，确保“藏电入京”顺利开展。再比如，陕西省发展改革委已经发布《陕西省2019年上半年电力直接交易实施方案》：2019年，综合考虑电力供需平衡、优先发用电范围、清洁能源消纳等因素，确定全年电力直接交易规模500亿千瓦时。上半年自主协商直接交易规模175亿千瓦时，全省不设区域限制；集中竞价直接交易规模75亿千瓦时，一次性组织完成。

毫无疑义，2019年电力体制机制改革得以继续在深水区行进，是在2018年及之前改革成效基础上的继续行进——2018年，是新一轮电力体制改革从起步阶段迈入稳步推进的新阶段。经过之前4年的探索、尝试、破局、发力，有效竞争的电力市场结构和市场体系正在形成，电力市场化交易规模再创新高。输配电价、现货市场、增量配电等重点领域稳中有进。交易机构、辅助服务等配套制度更加完善，政策体系更加全面。改革带来的经济效益和社会效益集中显现，市场的力量为电力行业带来新的生机与活力。本刊综合相关媒体的报道、相关部委官网消息梳理如下。

输配电价、现货市场、增量配电改革稳中有进

输配电价改革是电力体制改革领域首个全面完成的专项改革。2018年，输配电价改革起点高，步伐稳。在建立起覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价格监管制度框架基础上，2018年，华北、东北、华东、华中、西北五大区域电网和24条跨省跨区专项工程输电价格陆续核定完毕，累计核减电网企业准许收入约600亿元，提高了跨省跨区电力交易规模和更大范围内的资源配置水平。同时，历时4年的首轮输配电定价成本监审完毕，共核减不相关、不合理费用约1284亿元，平均核减比例15.1%，有力保障了输配电价改革的进一步深化，释放的改革红利有效降低了社会用能成本、减轻了企业用能负担。

电力现货市场建设积极推进。2017年，国家发展改革委、国家能源局就确定了第一批电力现货市场建设的8个试点地区。2018年8月31日，南方（以广东起步）电力现货市场试启动运行，成为全国首个投入试运行的电力现货市场。随后，甘肃、山西电力现货市场启动试运行。按照国家能源局的要求，其余5个试点地区也将于今年6月底前启动模拟试运行。在试点建设取得突破的同时，《电力市场运营系统现货交易和现货结算功能指南（试行）》明确了电力市场运营系统现货交易及现货结算的基本功能和业务要求，现货市场运营规则进一步完善。作为电力市场的重要组成部分，现货交易能够更准确地反映电力商品的市场属性和电力资源的稀缺程度，现货市场建设为电力市场价格信号的形成再添助力。

增量配电改革在稳健推进中发现问题、解决问题。至2018年6月25日第三批增量配电改革试点补充名单公布以来，国家发展改革委、国家能源局已分三批在全国范围内批复了320个试点，基本实现地级以上城市全覆盖。第四批试点项目也于今年1月20日前报送，多个试点项目已获得电力业务许可证并实现并网、开展配售电业务。在试点过程中，相关部门发现部分项目进展缓慢，其中配电区域划分滞后是影响其推进速度和获得电力业务许可证（供电类）的原因之一。为此，国家发展改革委、国家能源局2018年3月印发《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》，形成了一套系统完备、分工明确、可操作性较强的配电区域划分办法，为增量配电业务配电区域划分提供了政策支撑和制度遵循。

电力市场建设精益求精、成效渐显

据国家发展改革委相关数据，2018年我国电力市场化交易电量约2.1万亿千瓦时，占售电量比重近40%。市场化交易电量是电力体制改革成效的直观体现。在输配电价、现货市场和增量配电等重点领域之外，2018年的电力体制改革举措更加全面，更多影响改革进程和改革成效的细节得到关注，政府、企业和社会各界积极作为，向着重塑更加规范、理性的电力市场生态而努力。

市场机制更加成熟。2018年3月，《分布式发电管理办法（征求意见稿）》出炉，对分布式发电的项目建设管理、电网接入、市场交易、运行监管等进行详细规定，分布式发电市场进入规范运营。2018年11月，《清洁能源消纳行动计划（2018～2020年）》要求推进东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个电力辅助服务市场改革试点工作，推动华北、华东等地辅助服务市场建设，非试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制。

市场开放更加全面。2018年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》提出，积极推进各类市场主体参与电力市场化交易，取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，全面放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划，至少可节约用电成本约130亿元。

作为电力市场的基础设施，电力交易机构基本组建完毕。我国所有省份均已建立了电力交易机构，结合北京、广州2个区域性电力交易中心和全国电力交易机构联盟，形成了业务范围从省（区）到区域、从区域到全国的完整组织体系。按照多元制衡的原则，电力交易机构股份制改造正在有序进行，改造后非电网企业资本股比将不低于20%。

2018年《政府工作报告》提出“降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%”的目标，对加快推进电力市场建设提出更高要求。短短一年间，电力行业增值税税率由17%调整到16%，电网企业部分垄断性服务收费项目被取消，转供电环节不合理加价行为全面清理，国家重大水利工程建设基金征收标准降低25%。一系列政策密集出台、形成合力，合计可减轻一般工商业企业电费支出1000亿元以上，超额完成10%降幅目标。

改革又有新举措

2019年开年，改革又有新举措。国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》和《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，要求进一步规范增量配电项目业主确定、明确增量存量范围、做好增量配电网规划工作、规范增量配电网投资建设与运营；科学编制、切实执行和规范管理优先发电、优先购电计划。可以预见，2019年电力市场规模将进一步扩大，改革红利也将有效释放，电力行业将以更低的供电成本，为人民和企业提供更完善的电力服务。

特别值得注意的是，随着改革力度持续加大带来电力市场的进一步繁荣，也必将使更多潜在问题浮出水面。问题只有浮出水面才能得以有效地对症下药解决问题。解决问题，解放生产力是改革的本源之意。总之，2019年，电力行业将以更加开放的姿态，持续推进电力体制改革走深走实，为经济社会发展提供不竭动力。