7月19日，国家能源局网站发布《国家能源局综合司关于做好京津冀电力市场建设有关工作的通知》（以下简称《通知》），称将尽快制订京津冀电力市场建设方案，提出京津冀电力交易机构组建方案，研究市场规则和市场仿真。近日，国家发改委、国家能源局还制定了《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》（以下简称《意见稿》）公开征求意见。

　　业内专家指出，不管是京津冀电力交易机构的组建，还是有序放开发用电计划工作，均是对9号文2015年3月发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》及其配套文件的落实，此举意味着一个电力交易的批发市场即将形成，也意味着电改已经从9号文及相关配套文件出台的第一阶段迈向区域和省级电力交易中心成立和电力远期交易全面开展的第二阶段。

　　明确“计划电”和“市场电”

　　扩大“市场电”的规模，显示了政府电改的决心。

　　这份“关于征求《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》意见的函”显示，为加快发用电计划改革，草拟了《意见稿》，征求意见的对象包括各省、自治区、直辖市发改委、经信委、能源局、物价局、中电联、国家电网、南方电网、五大电力集团等单位，截止日期则是7月20日。

　　此次《意见稿》共分十一条，具体内容包括：加快组织煤电企业与售电企业、用户签订发购电协议；加快缩减煤电机组非市场化电量；其他发电机组均可参与市场交易；引导电力用户参与市场交易；适时取消相关目录电价；不再安排新投产机组发电计划；推动新增用户进入市场；放开跨省跨区送受煤电计划等。

　　《意见稿》明确提出要提高煤电市场化交易比例，煤电计划电减少，存量电市场化进程加快。《意见稿》提出各地煤电机组保障执行的发电基准小时数最高不超过5000小时，为煤电机组计划电画出了“天花板”。同时，明确了煤电机组发电量由“计划电”与“市场电”两部分组成，扩大“市场电”规模，鼓励发电企业尽快与售电公司和用户签订购电协议，逐步减少“计划电”发电量。对于签订发购电协议不足基准小时数的煤电企业，按照基准小时数减去直接交易小时数，乘以一定系数折算，2016年根据实际情况适当选取系数，2017年系数为80%，以后逐年减小，缩减的电量转为市场化交易电量。

　　在逐渐放开发用电交易规模后，随着市场化交易规模的扩大，市场竞争也会越发激烈，发电企业和售电公司最后拼的还是价格和获取客户的能力。从发电企业的角度来看，地方经济较好、精细化管理程度较高、规模较大的发电企业将在今后抢夺下游用户中占据成本与获取用户的资源优势。而从售电公司角度来看，具备增值服务、拥有配电网或者与电网企业合资成立的售电公司则因为具有现成的客户资源以及结算权，在今后的竞争中具备更大优势。

　　涉及国网范围内核心地带

　　在除了电改快速推进的大背景下，电改风开始长驱直入此前如同铁桶的国家电网核心地带。

　　7月19日，国家能源局网站发布的《通知》中指出，华北能源监管局会同北京、天津、河北省（市）发展改革委（能源局）和政府有关部门，尽快制定京津冀电力市场建设方案，提出京津冀电力交易机构组建方案，研究市场规则和市场仿真，9月底前报国家能源局。

　　此前综合电改试点、售电改革试点大多选择南方电网省份，如广东、重庆、云南、贵州、广西等。国家电网范围内的实质动作较少，此番文件直指国网核心地带京津冀地区，要求尽快制订电力市场建设方案，再次体现国家督促国家电网改革的决心和力度。

　　“此次文件还要求交易中心具备同步开展中长期和现货交易能力为基本要求，显示国家对现货交易和中长期交易同等看重，京津冀电力市场建设中现货交易和中长期交易或将同步开展。”长江证券分析师认为。

　　另外，《通知》指出，按照股份制模式，组建京津冀电力交易机构。长江证券分析师认为，目前国网运营范围内的电力交易中心普遍为国网独资有限公司。国家对交易中心的股份制模式体现电力市场交易的公平公正性，将确保价格真正引导电力资源配置，使得具备技术经济环保优势的发配售企业从公平竞争中脱颖而出。

　　今年3月北京、广州两个国家级电力交易中心成立以来，后续20个左右的省份也纷纷成立省级电力交易中心，电改全面提速。广发证券分析师也认为，电力交易中心是电力市场核心的架构和基础支撑，将承担起电力调度、价格发现、市场竞争、促进新能源消纳等职能，而多家省级电力交易中心将参与多方参股的形式。电改趋势下多家电力设备公司转型进入综合用电服务领域，虽然切入点不一样，但是把握用户是各家公司的一致选择，也只有把握好用户，才能够适应不断演化的电改规则。

　　放开市场化交易电源种类

　　值得注意的是，如果《意见稿》通过，水电与核电进入市场化交易指日可待。

　　现在的电力市场化交易绝大部分为煤电，《意见稿》表示以后可按照煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，有序放开发用电计划，优先发电机组参与电力直接交易时，各地应制定措施保障落实。具备条件时，调峰调频电量、供热发电、核电、余热余压余气发电等优先发电尽可能进入电力市场。《意见稿》也明确了将优先保障签订了中长期合同的水电、核电机组，保证其项目的稳定运行。

　　鼓励多种发电机组参与市场交易，实施过程中，可按照煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，有序放开发用电技术。具备条件时，调峰调频电量、供热发电、核电、余热余压余气发电等优先发电也尽可能进入电力市场。

　　四川、云南等省份弃水弃风窝电现象比较严重，已经严重影响了清洁能源发电的效率。

　　市场化交易可以帮助水电企业消纳富余电量，增厚公司利润。随着不同电源种类的准入以及电力市场化程度的加深，此前被迫弃水的水电企业将有机会通过市场化交易售电，直接增厚公司利润。并且，由于水电与核电发电成本较低，在市场化竞争中占据一定优势。而且水电企业成立的售电公司，掌握低成本的电源资源。

　　由于各电源种类发电成本不同，完全放开在同一平台上互相竞争的概率不大。国家和各地区仍需出台细化的配套政策明确不同电源种类的交易规则。