解析电改细则：新能源电力影响何在？

2015年11月30日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于印发电力体制改革配套文件的通知》，发布电改6个配套文件，正式开始了售电侧的电力体制改革。

笔者通读已经发布的6个配套文件（《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》，发现除了第六个文件《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》之外，其他五个文件都或多或少的涉及到了光伏产业，对光伏发电的上网交易产生影响，同时据SOLARZOOM分析发现，此次售电侧电力体制改革未来影响最大的应该是目前在光伏发电中里所占比例较小的自发自用类分布式项目，尤其以就近为消纳方向的分布式项目的获利应该最高。

电改背景：经济下行，用电需求缩减

2015年，中国整体经济下行趋势已经无可置疑。从国家能源局连续发布的8、9、10份的全社会用电量，可以发现随着经济下行，整个中国市场对于电量的需求在逐步缩减。电量个供应其实并没有随着需求的减少而减少，仅从光伏来看，在10月份国家能源局发布的“十三五”150GW光伏装机总目标的刺激下，光伏装机量在不断扩大，而同时火电其实并没有很明显的缩减，造成整个电力市场中，发电总量越来越多，但是用电需求却越来少，电力供应开始出现供过于求的态势。

具体到每个地区，电力供应状况可能还是有所差别。西北各地的电力过剩状况比较严重，加剧了愈演愈烈的“限电”“弃光”；但是到了东部沿海又不一样，因为各种天然条件的缺乏，以及用电大户聚集，东部部分地区也会出现一定程度的电力短缺。这个问题，从目前来看，在输送渠道不能进一步扩容的前提下，新的电改仍无法做到有效调节。

电改主旨：电力量和价的全面放开

此次电改，从终极目标来说，是要实现对于电力在量和价两个纬度上的放开，让电力真正作为一种商品，由市场来调节它的价格和供应。而这一宗旨最终将对所有的发电企业及用电企业和个人产生不可估量的影响。

对量的影响。电改从集中和分散两种方式来构建供电方主体。分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式；集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。两种模式将采用统一的计算方式：固定小时数*装机容量，同时不同地区根据实际情况，允许以竞价的模式来促成交易。这一点非常重要，允许竞价可以有效提升那些有成本优势的发电企业的利益，增加发电端的提高效率降低成本的积极性。

对价的影响。对电力供应量的放开，以及竞价原则的实行，保证了新的电价区域性算法的可能性。也就是说，按照输配电不同成本，电价可以有不同的等级。把传统的电网“吃价差”的定价模式，改为“输送成本+合理收益”模式。

以上海自发自用类分布式的电价构成为例，假设自发自用比例是80%的工商业用户，那么电改之前：上网电价=（0.44*20%+0.93*80%）+0.42+0.25；新电改之后：售电侧电价=发电侧电价+电网成本+电网利润，现在按照电改新规则，要求售电公司在平均成本的基础上可以加上合理的利润，而据业内相关人士透露，电网公司的平均成本大概在0.2元左右，目前可能降的也就在电网利润项里面，可靠的估计短时间内售电侧电价利润变化不大。但是如果此用户发的电就近售卖给附近的企业，那么电网成本就会大幅度降低，极有可能出现（0.93*80%+电力交易价格20%）+0.42+0.25的状况，而这个电力交易价格就算去掉电网成本和利润，也可能远高于0.44元。而据SOLARZOOM行情中心测算，假设该企业之后经营状况不良，在电改前的电价只能是（0.44*100%+0.93*0%）+0.42+0.25，效益已经极差了，但是在电改之后，很可能变成：电力交易价格*100%+0.42+0.25，下限拉高，对于光伏发电投资的积极性应该会有很大的促进和保护。

目前状况来看，因为全国的电力供应过剩，可能一时半会儿售电价格不一定会上升，获利不一定那么明显，但是长远来看，那些手里掌握有更多分布式电站资产的企业将收益更多。

电改试点：7个省区获批

在深圳市、内蒙古西部率先开展输配电改革试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南、贵州省（区）列入先期输配电价改革试点范围。

电改交易：2个区域交易机构

电力跨省区交易机构目前有两个，一个是依托国家电网公司组建的北京电力交易中心，另一个是依托南方电网公司组建的广州电力交易中心。

交易中心的组建，有3个来源，一种电网下属子公司，一种是电网相对控股的公司，最后一种是会员制模式

此次电改六细则出台，对于光伏产业的影响极为深远。在记者看来最大意义，可能不在电价，而是明确分布式光伏有资格作为售电主题参与市场交易，这对于未来分布式发展是极大的利好。对此保利协鑫副总裁吕锦标也表示，“（六细则的推出）将推动电力供给侧改革将更加有利于光伏等可再生能源发电的上网，有利于分布式光伏等自发自用、就地消纳的能源微网发展。”

专家点评

本次6个电改配套文件的核心亮点在于，关于电力市场建设及电力交易机构组建的两个文件。这两个文件相比中共中央电改9号文有了较大的突破和细化，“电力现货交易市场”的概念清晰浮出水平。从电力现货交易的品种看，既包括日前、日内、实时三种形式的电能量交易，还包括备用、调频等辅助服务的交易。从电力现货交易的参与主体上看，除了发电企业、供电企业、电力用户外，还包括售电企业--售电侧改革的参与主体。但不同于之前市场预期的是，本次电改配套文件中对售电公司资质的要求较低，并不需要特别的牌照资质，而只须达到注册资金及业务人才的基础规定，经省级政府批准即可申请成立；另外，电网企业也出现在了售电侧主体的名单中。从电力现货交易机构的体系来看，本次电改配套文件规定了区域、省（区、市）等不同级别的交易中心：区域中心由两大电网分别在北京、广州组建，而各省级交易中心则由电网子公司、电网相对控股公司担任或通过会员制组建；虽然级别不同，但不同的交易中心的市场之间可以互相融合。

对于电力市场建设的进度及未来电力现货交易的容量，清华大学C教授认为，未来1-3年都将只是试点，到2018年后市场才会真正成立，届时的市场容量考虑国际比较和中国的实际情况，预计在电能量交易的20-30%左右。而前期有机会参与试点的省份，更大概率出现在经济发达、技术条件好、市场意识高、各利益主体间矛盾较少的东部沿海省份。

对于未来的整体电价趋势，C教授认为，目前来看全国都存在一定不确定性。一方面，2015年来全国进入电力全面过剩时代，需求疲软，而电力体制的市场化改革必定减少中间环节的超额利润，加成减少；另一方面，如果未来逐步考虑火电的外部环境成本（体现为碳排放权价格），又会推动电力成本的整体上升。电改专家Z博士提示，现在考虑参与电力交易的部分更多是增量部分，存量短期内不考虑，因此不太会出现全局性的降电价。而由于交叉补贴的传导机制问题，原先就受补贴较多的居民侧不太会出现电价的下降，而工商业电价的下降更多会出现在东北、西北、西南等电力供给相对严重过剩的地区。

对于新能源行业的影响，Z博士提到，对于传统的风电、光伏，政策整体偏中性。新能源本身就是全额消纳的，电改前后并无差异。电力交易“允许火电、水电参与直接”，但对核电、风电、光伏的态度只是“鼓励尝试参与”。但是，对于分布式光伏，本次配套文件则是积极和正面的：“拥有分布式电源的用户，节能服务公司等均可从事市场化售电业务”，“分布式”的字眼在配套文件中多次出现。

新电改六细则Q&A

　　1.哪些省可能性比较大？

具备特点：（1）基本技术条件好，市场意识要求高，（2）售电侧放开，（3）经济发达地区，（4）矛盾比较少。三方面试点：售电侧放开、输配电价核定、市场建设。

2.电力交易市场要多久？

电量交易市场化达到20-30%，1-3年内可能实现正常运转。2017年都是试点，2018年以后才会成立。

3.能源互联网的触动

能源互联网在用户侧，如果没有售电侧电价放开，能源互联网成功可能性较小。

国务院有互联网+申报，有能源口的。

4.对于新能源的发展

原先主要靠政策补贴，某些程度上将偏中性或利空。卖电主体，主要是水电和火电，目前只是鼓励。对新能源并不是特别好，但放开后，用电侧出现用电主体。促进分布式的发展。新能源微电网是天然售电主体。

原先新能源是全额消纳，电改后也是。但如果现货市场建设得好，长远看是好事情。现在新能源卖的是电量。火电还提供有价值服务，新能源提供不了。火电通过给风电深度调峰分利益。

5.电价趋势

全国都不确定，整体处于过剩的局面。电价是下降趋势。电价下降能否传到终端，不好说。地方政府希望降电价，改善企业盈利。

长期看存在涨电价预期的。火电电价低：（1）没有考虑外部成本。碳交易推动电价上涨。（2）新能源成本不会长期下降。

大工业用户下降预期会比较大，上网电价降1/3（0.1元）。现在拿增量做交易，但存量不会。对于用户没有降价预期，政府通过交叉补贴。居民不可能降价。利益可能传到售电公司。售电侧竞争不会是完全竞争。

东北、西北、西南可能是降价降得比较严重的地方。

6.是否会拼命竞价？

市场有三类电价：（1）大用户、直供，协议电价，（2）现货市场竞价，（3）保基础供应的标杆电价。国外现货占比只有20%左右。

7.新能源统购统销怎么保证全额收购？

电价不会有影响，但电量有影响。光伏、风电优先购电权不变。核电有问题，考虑调峰需求后全额消纳。

8.跨区输送如果保证新能源被接受？

新能源全额收购本身是伪命题。西北地区新能源消纳不容乐观。跨区送电双方协定，国家不做匹配。