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电力的2017:电改将有哪些新看点?

2017-02-08 10:15:00 能源评论   作者:   
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2017年伊始,业界期盼已久的电改重量级“靴子”陆续落地。

先是1月4日,“国家发改委出台输配电价定价办法”的消息出台,此后,国家发改委正式公布《电力中长期交易基本规则(暂行)》,明确“计划调度+直接交易为主的中长期”交易模式操作方法及流程。这一“操作手册”,为未来3年的市场化交易确定了“顶层设计”。

重磅政策称得上“开门红”,2017年,将迎来电改的第二轮爆发期,在保持速度、鼓励参与之外,“有序推进”的基调也将继续保持。

这意味着,电改能否以一种多赢的方式进行,也是决定其成效的关键要素。

就本轮电改的几个重点而言:

作为红利释放最为集中的环节,售电侧改革的“鲶鱼效应”无疑最为重要,在直接调整利益的同时,将继续发挥巨大的吸引和放大效应,对整个行业产生强烈冲击;

而作为基础和核心的输配电价改革,也会给业界以稳定预期,坚定改革发展的信心;

有序放开发用电计划、电力市场建设和电力交易机组建和规范运行、燃煤自备电厂监督管理等三方面尚待新的突破。

但这一切,应根据轻重缓急,掌控节奏推进。

2017年,电改进程已步入“途中跑”阶段,推进相关举措需要紧锣密鼓,更需要脚踏实地,才能真正落地生根。要做到稳步前进,至少应该在以下几方面发力:

让输配电价产生积极的驱动力。

《办法》已经透露出监管部门的态度。比如,对于监管周期新增准许成本之中的“其他费用”一项,明确为“参考不高于电网经营企业监管期初前三年历史费率水平的70%,同时不高于监管周期新增固定资产原值的2.5%核定”,需两个条件必须同时满足才行。再比如,对于准许收益中的营运资本,明确“营运资本按不高于监管周期前一年电力主营业务收入的10%核定”,给出的明确限制是,核定基数为“电力主营业务收入”,核定比例“不高于”10%。下一步,应关注第二批12个省级电网,其余14个省级电网以及区域电网,乃至跨区跨省线路的输电价格。对于四川、陕西、广西、云南等地的地方电网,也将参照《办法》,科学核定地方电网和新增配电网配电价格,研究建立常态化监管制度,积极推动电力市场化交易。

让售电侧市场继续成为引爆点。

2016年,超出预期的收益,让先行布局的售电公司赚得盆满钵满。问题在于,简单粗暴的价差模式引发人们对现有售电公司盈利能力产生怀疑,未来,需要通过能源+互联网培育出有综合服务能力的售电公司,才能让人信服。此外,首批105个新增配电网试点运行情况值得关注,尤其是考虑到国家能源局发布《首批多能互补集成优化示范工程评选结果公示》后,当多能互补叠加增量配电,引发的多种能源、多种系统融合的空间,必将让人浮想联翩。

让电力交易中心承担前沿引导作用。

在完成基础的组建工作,并完成初期的市场启蒙任务后,下一程如何发挥引导作用,将成为电力交易机构必须直面的问题,跨区消纳或许成为一个亮点。在共享电改红利之时,需要考虑的问题就是,改革成本如何分担?尤其是面对日益突出的新能源消纳问题,如何打破省间壁垒,建立跨区消纳新机制?目前看来,解决之道有赖于软硬件两方面的建设,硬件建设包括:火电等电源的系统灵活性改造、跨区输电通道建设等,这涉及调峰辅助服务分担机制的建立、跨区输配电成本和定价办法;软件建设目前各方关注点在于,具有约束性的新能源消纳配额制、绿色证书交易机制的建立。而这些,都有赖于交易中心平台的市场化作用发挥的程度。

探索有中国特色的电力市场模式。

对电力市场而言,“无现货,不市场”的观点已经得到认同,而中长期交易,更是电力市场的基石。在我国双轨制现实条件下,新近公布的电力中长期交易基本规则提出的“计划调度+直接交易为主的中长期”交易模式,是走向“现货+中长期”的重要一步。此次规则首次全面考虑交易品种、全流程设计,以市场机制激发市场主体的参与热情。以避险手段为例,在合同转让交易部分,首次提出用户之间的“用电权交易”概念,并明确了操作细则,合同转让交易原则上应早于合同执行3日前完成,这意味着,用户只要提前3天判断无法按照合同执行部分电量,即可进行转让避险。



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责任编辑: 江晓蓓

标签: 电改

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