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电力行业：输配电价改革是本次电力体制改革的关键 |
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电力行业：输配电价改革是本次电力体制改革的关键
2015年11月30日,电改后续六个配套文件下发,分别为:《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序放开发用电计划的实施意见》、《关于推进售电侧改革的实施意见》、《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》。
输配电价改革是本次电力体制改革的关键
输配电价改革后,电网盈利模式由赚取电价差向“准许成本+合理收益”转变,原有蛋糕将与发电侧和用电侧共享。目前,试点范围包括深圳、内蒙古西部、安徽、湖北、宁夏、 云南、贵州省(区),鼓励尽快覆盖至全国。试点方案不搞一刀切,允许体现地方特色,适应中国各地区发用电结构上存在差异性的特征。
电力交易逐步完善
现货+期货相结合,集中+分散相互补,建设趋势与德国等开放的电力市场逐渐趋近。全国较大范围资源配置主要通过两大交易中心实现,二者分别位于北京和广州,依托国网和南网组建。
未来将继续保护和促进清洁能源发电,为清洁能源发展提供保障:保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电;坚持清洁能源优先上网;鼓励可再生能源参与电力市场;鼓励跨省跨区消纳可再生能源。
交易机构试点先行
输配电价独立后,交易机构与调度机构分拆,未来交易机构主要负责市场交易组织,调度机构主要负责实时平衡和系统安全。交易机构在试点地区先行,可在该类地区组建省级/地区级的电力交易机构,之后有序推动至具备条件的地区。
优先发电,保护该保护的主体
由于建立优先发电制度,市场放开后,类似分布式等可再生能源项目将被给予保护,可按政府定价或同等优先原则,优先出售电力电量。
安排优先发电的主体包括可再生能源保障性发电、合理安排的调峰调频电量、热电联产发电(以热定电原则)、合理安排的水电和核电、余热余压余气发电、高效节能超低排放燃煤发电,充分彰显清洁环保发电原则。
积极推进直接交易
用电侧方面,一定电压等级或容量的用户、售电公司、地方电网和趸售县、产业园区和经济技术开发区等整体可以直接参与交易。发电侧方面,火电和水电可以直接参与交易,鼓励核电、风电、太阳能发电等尝试参与,超低排放的燃煤发电机组优先参与。我们认为,值得注意的是,水电发电成本低,又可参与直接交易,具备明显竞争优势。
售电公司多元化
未来售电公司分三类,包括:电网企业的售电公司;社会资本投资增量配电网,拥有配电网运营权的售电公司;不拥有配电网运营权、不承担保底供电服务的独立的售电公司。售电公司根据资产总额情况拥有不同的年售电规模。拥有接入系统条件的微电网用户也可以直接参与交易。
售电业务放开路线为:已核定输配电价的地区先行,对于未核定输配电价的地区将因地制宜放开售电业务,未来售电业务将在全国范围内放开 |
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