中國儲能網訊：9號文發(fā)布兩年，改革過程中暴露了不少深層次問題，防止電改走偏、走樣，依然應該是重點。
在云南召開的全國電力體制改革座談會，國家發(fā)改委副主任連維良指出，首先是市場化交易面臨區(qū)域壁壘和地方保護，區(qū)域電力市場的形成仍然有難度；其次是市場化定價面臨行政干預；三是違規(guī)建設專用供電線路明顯增多，某些地區(qū)的自備電廠的規(guī)模有所增加，市場競爭秩序亟待規(guī)范等等。
eo記者綜合過往案例及數據，列了問題清單，其中包含改革過程中各地出現的亂象，同時也有少數省份顯現出不一樣的嘗試。
1市場化交易受到行政干預
電力直接交易變成了“優(yōu)惠電”——這可能是迄今業(yè)界對本輪電改最大的擔憂。
據新華社報道，2017年3月8日，全國政協(xié)委員、中國大唐集團公司董事長陳進行呼吁，切實消除地方過度干預電力交易和市場不規(guī)范問題。
他表示，當前，電力交易受地方有關部門行政干預的問題較為嚴重，上網電價、終端電價、交易規(guī)模等均由地方政府操控。一些地方借著“新電改”，形成了帶有濃厚地方色彩的交易規(guī)則。
“從2017年電力交易的情況看，部分省份有選擇地安排高耗能企業(yè)優(yōu)先撮合交易，一些省份并未嚴格執(zhí)行國家核定的輸配電價，還有個別地方部門不顧資源條件、按市分塊干預交易，拒絕接納跨省區(qū)送入?！标愡M行說，這些做法與電力體制改革初衷不符，不僅影響了電力市場培育，更不利于節(jié)能降耗和整個國民經濟持續(xù)健康發(fā)展。
對此，eo記者曾了解到以下兩個案例。
寧夏
據當地企業(yè)反映，寧夏新能源參與市場交易像是個偽命題。
根據寧夏目前新能源的消納情況，如果沒有政府干預，電網正常執(zhí)行調度，并沒有參與直接交易的必要，但寧夏自治區(qū)經信委對新能源參與市場交易的態(tài)度強硬。一開始要求新能源企業(yè)采用掛牌交易的方式參與大用戶直供交易，而對企業(yè)來說發(fā)電量沒有得到實質性提升，部分新能源企業(yè)不再參與掛牌交易。于是，寧夏自治區(qū)經信委向寧夏電力公司下發(fā)通知，要求取消掛牌交易，改為攤派交易電量。據新能源相關企業(yè)人士透露，納入規(guī)劃的新能源企業(yè)，在政府分配的基數發(fā)電量以外，按照裝機容量規(guī)模分配不同比例的交易電量，不參與交易的企業(yè)就只能發(fā)很低的基數小時數。
再說交易流程和定價。
新能源企業(yè)并沒有參與報價、競爭等環(huán)節(jié)，讓利多少，成交價格全部由政府設定——先是高耗能企業(yè)大用戶和火電企業(yè)進行直接交易，火電企業(yè)做出一定讓利，而后經信委再組織火電企業(yè)和新能源企業(yè)進行發(fā)電權置換交易，并且要求新能源企業(yè)以火電讓利大用戶幅度的至少三倍讓利給火電企業(yè)。
廣西
根據廣西電力交易中心官網公布的交易數據，2016年直接交易火電企業(yè)讓利1毛錢起，而2017年年度長期協(xié)議火電企業(yè)讓利僅1分錢，月度競價讓利也不超過2分錢——讓利幅度差距如此之大，是因為一年間供需情況發(fā)生了劇變？據了解，真實原因不盡如此。
2016年6月12日，廣西壯族自治區(qū)工信委發(fā)布的《2016年廣西第二批電力直接交易實施方案》中對用電增量市場化交易里發(fā)電企業(yè)的價格有所要求：水電企業(yè)在其上網電價基礎上下降最少不低于0.07元/千瓦時；核電、火電企業(yè)單邊報價，其競價上網價格為其上網電價基礎上下降0.10元/千瓦時-0.15元/千瓦時。
據當地參與交易的電廠人士解釋，政府對用電增量部分的要求是在上網電價基礎上降低1毛5分錢，電廠“保底”降1毛，達不到的部分由電網公司“兜底”。
而2017年據相關業(yè)內人士解釋，交易實施方案未對電力企業(yè)降價幅度做出要求，但考慮到省內火電企業(yè)的生存狀況，供需比設置發(fā)生了明顯變化：從2016年的供大于求變成了2017年的供小于求。
2市場化交易面臨區(qū)域壁壘
本輪改革之初，國家能源局“欽點”的南方、京津冀兩大區(qū)域電力市場建設推進緩慢。
南方區(qū)域電力市場
2017年1月，廣州電力交易中心市場管理委員會成立后召開了首次全體會議，會上審議通過了《南方區(qū)域跨區(qū)跨省月度電力交易規(guī)則》（試行），目前已上報國家發(fā)改委審批。
推動東西部省區(qū)市場主體對等開放，逐步放開西部電廠，廣東電廠、用戶及售電公司進入跨區(qū)跨省市場被列入重點工作之一。據eo記者了解，經過多方大量的協(xié)調工作，東部省份同意在17年的市場建設中逐步放開用戶及售電公司購買西部富余水電，同時，支持東西部發(fā)電企業(yè)進行發(fā)電合同轉讓交易。近期，廣州電力交易中心已舉辦多場跨區(qū)跨省月度電力交易規(guī)則及注冊管理辦法培訓。
只是，從交易品種安排來看，“保底”的月度富余電能增量掛牌將先行開啟，發(fā)電合同轉讓和集中競價交易的開展時間尚未明確。
京津冀區(qū)域電力市場
2016年7月，國家能源局綜合司接連發(fā)布京津冀電力市場建設工作通知以及直接交易暫行規(guī)則之后，冀北、天津卻開始各自組織直接交易，2016年10月31日，在各交易中心進行京津唐地區(qū)的電力直接交易。除傳統(tǒng)使用外來電的北京外，各交易平臺所在地的發(fā)電機組與當地用戶成交，甚至本市發(fā)電機組與本市用戶成交成主流，點對網機組成交占比小。
此外，曾提上議事日程的京津冀地區(qū)現貨市場截至目前亦未有實質性進展。
3電改紅利復活高載能企業(yè)
從過去一到兩年相關產業(yè)用電量數據來看，地方政府對電力市場進行行政干預的最大目的是為了刺激本地高耗能企業(yè)的發(fā)展。
一份相關機構撰寫的2016年供需情況報告指出，西部省份電解鋁等停產企業(yè)逐步開工復產，重點監(jiān)測高耗能行業(yè)開工率呈穩(wěn)步回升態(tài)勢并超過2015年同期水平，最低同比提高7.9個百分點，最高提高14.1個百分點。與此同時，主要高耗能產品市場價格自2016年9月起呈回升態(tài)勢，一度接近或超過2015年最高水平。
有相關業(yè)內人士感嘆，電改到目前最大的成效就是幫助許多原本處于倒閉邊緣的高載能企業(yè)復活。
而在一些省份，燃煤電廠正深陷“電量血拼戰(zhàn)”，雖說通過市場化交易可能淘汰一部分煤耗高的發(fā)電機組，有助于燃煤電廠的升級轉型，但許多業(yè)內人士判斷，這種讓利幅度是不可持續(xù)的；正如前文所述，新能源發(fā)電企業(yè)在一些省份也成為支持高耗能產業(yè)的“犧牲品”。
不少電力行業(yè)人士開始質疑，紅利從一個總體過剩的行業(yè)轉讓到另外一些同樣，甚至過剩更加嚴重的行業(yè)是否是改革的正確方向。
“在紅利分配時，是否應該考慮對新型制造業(yè)、高新產業(yè)予以更多支持？”一位在資深電力行業(yè)人士提出。
的確有些省份有些另外的嘗試，比如對符合條件的互聯(lián)網企業(yè)暫停執(zhí)行大工業(yè)峰谷分時電價政策。
根據湖北省2017年度電力直接交易工作方案，對符合一定條件的高新技術企業(yè)免去了用戶準入時電壓等級的限制，包括：國家認定的高新技術企業(yè)、省重點扶持的戰(zhàn)略性新興產業(yè)發(fā)展，申報年用電量不低于0.2億千瓦時；符合產業(yè)政策的2017年新投產符合產業(yè)政策的2017年新投產工業(yè)企業(yè)，申報年用電量不低于0.2億千瓦時；按“鄂價環(huán)資【2016】89號”文件規(guī)定的互聯(lián)網企業(yè)，申報年用電量不低于0.1億千瓦時；國家“能源之星”企業(yè)、電力需求側管理（DSM）等試點示范企業(yè)，申報年用電量不低于0.2億千瓦時。
當地相關業(yè)內人士透露，時任湖北省領導曾針對高新產業(yè)用電價格做出批示。據了解，為打造“襄陽云谷”，從2016年7月1日起，對符合條件的互聯(lián)網企業(yè)給予0.15元/千瓦時的補貼，并對其暫停執(zhí)行大工業(yè)峰谷分時電價政策。
只是，全國各省份資源產業(yè)稟賦迥異，且新型制造業(yè)和高新產業(yè)往往對電價遠不如高載能用戶那樣敏感，一省之試驗會否復制到其他省份并未可知。
4自備電廠、拉專線、局域網
一家權威研究機構的報告顯示，預計“十三五”前三年，燃煤發(fā)電機組利用小時數將持續(xù)下降，燃煤發(fā)電企業(yè)可能進入全面虧損狀態(tài)。
據統(tǒng)計，2015年，新疆、蒙西、江蘇、上海、河南等地區(qū)自備電廠平均發(fā)電小時高于統(tǒng)調機組1200小時以上。
不僅如此，在公用電廠嚴控投資規(guī)模，提出盡快遏制相對于用電量來說過快增長的裝機容量時，2016年上半年，自備電廠裝機容量增速迅猛，比電網企業(yè)售電量增長率高出10%——為了支持高耗能企業(yè)發(fā)展，部分地方政府鼓勵企業(yè)發(fā)展自備電廠。
而自備電廠大多未列入國家火電建設規(guī)劃；部分對政府性基金、可再生能源附加和電價交叉補貼資金征繳不到位；部分或未達到環(huán)保要求，受到處罰，或排放數據根本沒有接入當地環(huán)保監(jiān)測系統(tǒng)；個別購買關停機組，不符合國家關停機組“不得易地建設”的規(guī)定等等。
在發(fā)展中出現的種種違規(guī)現象，如果不受到嚴格監(jiān)管，甚至接受應有的處罰和整改，從行業(yè)層面來看，將加劇電力產能過剩的矛盾，而從市場主體的角度說則有欠公平。
有業(yè)內人士曾對eo表示，量變引起質變，當規(guī)模擴大到一定程度，監(jiān)管必須公平、全面。電改兩周年之時，各省將如何落實《關于加強和規(guī)范燃煤自備電廠監(jiān)督管理的指導意見》配套文件值得關注。
據eo記者了解，有自備電廠大省已經著手加強其規(guī)范管理。2016年9月，山東能源監(jiān)管辦就《關于加強和規(guī)范山東省自備電廠監(jiān)督管理的實施方案（征求意見稿）》征求意見。據悉，該方案將與省內其他電力體制改革配套文件一同面世。
除了自備電廠外，專線供電，建設局域網亦成為各地政府、企業(yè)以推進電改之名頗為“熱衷”的“新”業(yè)務。據悉，不少具有小型發(fā)電資產和園區(qū)線路資源的企業(yè)正在考慮拉專線直供用戶。
eo記者了解到，西南某地區(qū)的區(qū)域電網項目缺乏統(tǒng)籌規(guī)劃，導致區(qū)域電網與主電網重合，存在重復建設情況。規(guī)劃由當地組織編制，并未經過省一級能源局審定，也未與主電網規(guī)劃進行銜接。
有業(yè)內人士指出，這不僅造成土地等資源浪費，也造成已投產線路和變電站閑置。
更重要的是，按照該項目規(guī)劃，區(qū)域電網建成后將完全隔離主網獨立運行，但在“大機小網”情況下，非計劃停運、線路跳閘等故障可能導致系統(tǒng)崩潰。此外，在調試階段，該電網通過110kV線路與主網相連，卻未提前向調度機構通報機組調試事宜，也未提供事故預案和處置方案，給主網運行風險管控造成被動。
截至目前，已有該供電范圍內用戶對電網安全有所顧慮。有高危化學品生產用戶提出希望與區(qū)域電網聯(lián)網的同時，保持與大電網連接。
看來，局域網的建設大多“先斬后奏”，繞過前提，“直奔主題”，這無疑考驗著相關部門的監(jiān)管能力。而有正在籌劃發(fā)-配-售一體化項目的主體反映，各地申報、審批流程仍然不透明，如果提前征詢各相關方意見，推進起來將比想象中更加艱難。
5“壓低”高電壓等級輸配電價
截至目前，已有十余?。ㄊ?、區(qū)）完成了輸配電價核定工作。
據相關業(yè)內人士透露，資源大省考慮到經濟發(fā)展需要，在核算時盡可能將輸配環(huán)節(jié)的降價空間給予了大工業(yè)用戶，尤其是電壓等級在110千伏及以上的用戶。
而220千伏和110千伏輸配電價所涉及的電量占市場化電量比例較大，對平衡賬戶影響程度相應也較大，且一般工商業(yè)用戶參與電力市場化交易的購電價格較高，于是想方設法升壓改造，可能產生不必要的投資浪費，也可能將10-35千伏電壓等級承擔的交叉補貼轉移給電網企業(yè)。
不過，大工業(yè)用戶相比一般工商業(yè)用戶還要承擔基本電價。2016年6月30日，為支持企業(yè)轉型，減少停產、半停產企業(yè)電費支出，降低實體經濟運行成本，國家發(fā)展改革委辦公廳發(fā)布《關于完善兩部制電價用戶基本電價執(zhí)行方式的通知》，放寬基本電價計費方式變更周期限制；放寬減容（暫停）期限限制，以解決短期內出現的企業(yè)開工不足，基本電費支出占比提高現象。
此外，在已經執(zhí)行輸配電價的省份中，有省份核定的各電壓等級的輸配電價沒有包含線損，同時在核定輸配電價時預測的省內售電量與預計完成值偏差較大，售電量未達到輸配電價測算時的預期目標。
