本報記者 歐陽春香

　　新電改方案預期即將出臺。大變革前夜，中國證券報記者獲悉，新電改方案除了已知悉的“四放開、一獨立、一加強”的基本思路以及改變電網盈利模式之外，明確提出要改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易一體的狀況，電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，破除電網“獨買獨賣”的壟斷格局。

　　專家指出，相對于2002年5號文，此輪電改大概率推出的是一個折中方案。雖然方案中可能不會有涉及拆分電網、調度獨立等此前熱議的內容，但是如果能夠實現改變電網盈利模式這一核心目標，目前的電力市場格局也將發生深刻變革。

　　單獨核定輸配電價

　　知情人士透露，在新電改方案中，延續了深圳試點的基本思路，明確提出單獨核定輸配電價、積極推進發電側和銷售側電價市場化、逐步減少或取消電價交叉補貼。

　　11月4日，國家發改委下發《關于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》，正式啟動我國新一輪輸配電價改革試點。華北電力大學能源與電力經濟研究中心主任曾鳴認為，深圳試點是整個電價改革領域的關鍵一環。形成獨立的輸配電價格機制，是“監管中間”這塊最重要的一個環節，也是直購電市場形成的最重要的前提條件之一。不過，核定輸配電價也一直是電價改革的難點之一。自2002年提出直購電試點以來，國家發改委就與電網開始商討輸配電價的核定。之后，在2005年發布的《輸配電價管理暫行辦法》中提出，電網輸電業務、配電業務應逐步在財務上實行獨立核算。但輸配定價問題仍一直沒有解決。

　　曾鳴表示，與深圳方案不同的是，此輪電改將通過“分步實施”的方式來降低改革難度。起步階段，輸配電價采用單位電量過網費模式，平均輸配電價由平均購銷差價形成。而隨著改革的深入，輸配電價的核算方法將逐步過渡到按“準許成本+合理收益”原則，分電壓等級核定。這與深圳試點的輸配電價核算方法基本相同。

　　深圳方案也為后續的公益性以外的發售電價格市場化指明了方向。包括放開競爭性環節價格，把輸配電價與上網電價、銷售電價在形成機制上分開;未來，參與市場交易的發電企業上網電價，由用戶或市場化售電主體與發電企業通過自愿協商、市場競價等方式自主確定，電網企業按照政府核定的輸配電價收取過網費;參與電力市場的用戶購電價格，由市場交易價格、輸配電價(含損耗)和政府性基金組成;其他沒有參與直接交易的發電企業上網電價以及居民、農業及公共機構用電，則繼續執行政府定價。

　　中國證券報此前曾報道，有關部門明年還將在電力寬裕地區繼續推進輸配電價改革試點。目前東北、西南等電力過剩地區正在積極爭取參與輸配電價改革試點。

　　不過，曾鳴認為，要使輸配電價改革真正起到實效，還需要后續改革工作系統推進。“如果單獨為了輸配電價改革核定電價，意義并不大。”

　　中國人民大學經濟學教授吳疆也表示，應以調整電力產業制度為主線，與電價形成機制改革協調并進。如果產業制度改革不到位，缺乏競爭性格局、信息透明度低下，電價形成機制也是難以有效推行的。

　　破除電網“獨買獨賣”

　　從12年前5號文16字改革方案“廠網分離、主輔分離、輸配分開、競價上網”開始，電改一直備受市場關注。此輪電改重啟后，一直有拆分電網、輸配分開的傳聞。曾鳴表示，新一輪電改方案暫時不考慮輸配分開和電網調度獨立。

　　新一輪電改，最可能從破除電網企業“獨買獨賣”的模式入手，從核定輸配電價出發，推動電力直接交易，放開兩端的發售電市場，逐步形成電力交易市場。

　　知情人士認為，此輪電改的核心，是確立了電網企業新的盈利模式。電網企業不再以上網和銷售電價價差作為主要收入來源，而是按照政府核電的輸配電價收入過網費，確保電網企業穩定的收入來源和收益水平。

　　同時，電網企業的功能也將按市場屬性定位。改變電網企業集電力輸送、電力統購統銷、調度交易一體的狀況，電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送，不再負責電力統購統銷。這意味著，此前一直備受市場詬病的電網企業“獨買獨賣、調度交易一體”的壟斷格局將打破。

　　調度獨立一直被認為是破除電網壟斷的關鍵。而按照新一輪的電改方向，雖然未提及調度獨立，但是提出交易平臺相對獨立運行的形式。方案將明確原來由電網企業承擔的交易業務與其他業務分開。

　　“之所以確定為相對獨立，主要是考慮交易平臺獨立出去不具備操作性。基礎支持系統、人才都需要重新建設，且需要與電網之間進行協調。從國情出發，未來估計還要授權電網企業來搭這個交易平臺。”曾鳴說。

　　而吳疆在所著《中國式電力革命》一書中，也羅列了“調輸一體(僅交易獨立)”作為改革模式之一。不過，吳疆認為，如果調度沒有獨立，交易中心獨立性的實際效果可能會大打折扣。而且，方案中相對獨立一詞比較含糊，未來的改革方向還得看具體的實施方案。

　　在“監管中間”的同時，方案明確“放開兩頭”，即放開售電業務及增量配電業務，鼓勵社會資本投資參與，實行電網企業輸配電業務財務獨立核算。

　　在建立了相對獨立的交易平臺后，推進電力直接交易成為新一輪電改的主要方向。知情人士介紹，方案將鼓勵符合準入標準的電力用戶、市場化售電主體，通過協商或市場競價直接向發電企業購電，雙方自主確定交易電量和價格，按國家規定的輸配電價向電網企業支付相應的過網費。同時，鼓勵建立長期穩定的交易機制，推進跨網跨行政區域的電力市場化交易，采取中長期交易為主，臨時交易為補充的交易模式，促使窩電地區的富余電力更好地向缺電地區輸送。

　　與直接交易相對應，新一輪電改意見或將同步縮減發用電計劃。按照“增量為主，先易后難”的原則處理好市場電量與計劃電量的關系，直接交易的電量不再納入發用電計劃。新增工業電力用戶和新核準的發電機組，原則上不再實行計劃電力管理，其電量納入直接交易范圍。

　　一位接近能源局的專家認為，由于此次上報的新電改方案還只是一個原則性意見，難點在于如何讓方案落地細化。“是大改還是小改，怎么改，要看新電改意見出臺后具體配套實施方案的內容。但目前還沒有見到具體的方案。”

　　該專家同時指出，電改的先后順序，哪件事先干，哪件事后干，這個很關鍵。首先應該是形成獨立的輸配電價，第二步是改變電網的盈利模式，接著建立電力市場，形成多買多賣的格局。而如果像此前不變革電力體制就先推大用戶直購電試點，則會遭遇很大的阻力。

　　長期利好清潔能源發電

　　近年來，我國清潔能源發展迅猛。截至2014年9月底，全國清潔能源累計裝機容量突破4億千瓦，占全部電力裝機30%以上。其中，水電累計裝機容量超過2.9億千瓦，風電達到8497萬千瓦，太陽能光伏發電超過2000萬千瓦。

　　不過，電源與電力市場不匹配，造成了棄風、棄光、棄水的難題，也成為電力體制改革面臨的一大癥結。

　　據統計，2013年全國因棄風限電造成的損失電量為162億千瓦時，棄風率達10.7%;2013年棄光電量約為3.03億千瓦時，棄光率約為13.78%。

　　知情人士介紹，新電改方案將對完善分布式電源發展進行系統闡述，破解分布式電源并網難題。

　　方案明確，分布式電源主要采用“自發自用、余量上網、電網調節”的運營模式，積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，確保可再生能源發電量依法全額保障性收購。

　　鼓勵分布式電源自發自用，意味著電網公司將讓渡部分輸配電價給發電企業和用電戶分享。申銀萬國[微博]研報認為，假設分布式光伏80%的自發自用比例，這意味著未來每年約6GW的分布式光伏發電將不再需要電網輸配，用電戶的用電成本得以下降。

　　同時，方案積極鼓勵發展儲能技術，有望開啟千億儲能市場。分析認為，電網儲能單元將是未來電力系統中不可或缺的重要組成部分，將廣泛部署于發電、輸配電、用電等環節，且這一市場將在未來2年內呈現爆發式的增長。

　　為了可再生能源發電并網難題，知情人士透露，方案還將重點解決新能源發電無歧視、無障礙上網問題，積極推進可再生能源發電與其他電源、電網的銜接。對符合條件的分布式電源項目按照相關政策規定給予建設資金補貼或單位發電量補貼，由項目投資補助轉向發電運營補助。

　　同時，還將全面放開用戶側分布式電源市場。準許個人投資建設的分布式電源接入各電壓等級的配電網絡和終端用電系統。準許鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作或以“合同能源管理”模式建設分布式電源。

　　今年5月，國家電網[微博]就宣布開放分布式電源并網工程與電動汽車充換電設施兩個市場。

　　分析認為，新電改方案中關于售電端放開，電力交易市場的逐步建立及分布式電源發展的措施，將長期利好新能源發電行業的發展，風電、太陽能等可再生能源被稱為“垃圾電”的局面將改變。

　　不過，曾鳴也表示了自己的擔憂。他認為，此輪電改方案雖然對新能源方案有所提及，但是對促進可再生能源盡可能使用，減少棄風棄光等問題，看不出來有什么抓手，可能并不能徹底解決上述問題。

　　打造新型電力治理體系