两部委再次明确，要按照市场原则，不得人为降低电价，也不得行政指定售电主体和投资主体

       新电改在各方博弈中迎来突破性进展，13个省份电改方案一次性集中落地。

       继9月6日北京等5省市电改试点方案获批后，昨日(9月7日)，国家发改委、国家能源局再次复函，同意湖北、河南、新疆、四川等8省份的电改综合试点方案。这意味着，南方电网覆盖区域已全部被纳入改革试点，而此前国家电网覆盖区域的综合试点也由山西1家猛增至10家。

       “各省份的电改方案，其实很早就报上去了。但之前的(批复)速度一直较慢，这次算是有了一个实质性的进展。”多位业内人士向《每日经济新闻》记者表示，各省的电改方案也是最近才进入了集中批复期。

       值得注意的是，在近两日获批的省份中，不乏甘肃、新疆等新能源消纳问题凸出的地区。也因此，新电改能否给这些省份的弃风、弃光等问题带来破局备受各方期待。此外，综合来看，各省份的方案基本都明确了市场化的改革方向。《每日经济新闻》记者注意到，复函文件明确指出，要按照市场原则，不得人为降低电价，也不得以行政指定方式确定售电主体和投资主体。

       新电改在博弈中加速

       9月7日，记者从国家发改委网站获悉，国家发改委、国家能源局同意湖北省、四川省、辽宁省、陕西省、安徽省、河南省、新疆维吾尔自治区、山东省开展电力体制改革综合试点。此前一天，北京的电改综合试点，福建、黑龙江的售电侧改革试点以及甘肃、海南的电改试点也密集获批。

       值得注意的是，在复函文件中，国家发改委、国家能源局一方面强调，要“确保改革取得实质性突破”；但另一方面，国家发改委、国家能源局也表示，要“确保在中发9号文件和配套文件框架内推进试点，防止试点工作方向走偏。”

       对此，有不愿具名的业内人士分析指出，电改一直以来都在国家能源主管部门、地方政府和电网企业的拉锯和博弈中前进。从此次复函文件的措辞来看，一方面能源监管部门要推进改革在地方落地，排除电网企业的阻力最终降低电价；另一方面，又要防止地方政府为了区域经济利益而干预市场电价。

       各方之间博弈从交易机构的组建上便可见一斑。《每日经济新闻》记者注意到，在国家电网已在大部分省份成立全资交易中心的背景下，昨日获批的8省份电改方案中，明确将组建股份制电力交易中心作为工作重点，并提出将“对现有的交易中心进行股份制改造”。比如，湖北的电改方案中就明确提出，将采取“相对控股的公司制组建形式”交易中心。

       “这些诉求的出现或许意味着，由国家电网独资成立省级电力交易中心的局面正在逐渐被打破。”中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟向记者分析指出，各地在电改中都想体现自身利益，这也是股份制电力交易中心成为各地比较乐见形式的原因。不过，冯永晟同时表示，未来各省电力交易中心的股权比例具体如何，肯定还存在一番利益博弈。

       此外，增量配电网的开放也是电改最直接的“蛋糕”之一，各方对此一直比较关注。记者注意到，此次，在安徽、河南等七地的电改方案中，均提到了对国家电网地方电力公司以外的存量配电资产，将视同增量配电业务，并鼓励放开增量配电投资业务。

       “对于增量配电的界定目前尚无统一标准。”冯永晟表示，理论上来说，新增工业园区、经济技术开发区等非电网公司运营的配电网络，均属于配电网市场的范畴。从地方上来讲，肯定希望增量配电的范围更大一些，但对于国家电网来说，将之限定起来更符合它的利益。

       坚持市场定价原则

       对于用电企业和居民来说，在电改中最为关注的莫过于电价问题。

       记者注意到，湖北、四川、辽宁等省份的电改方案都涉及到了开展输配电价摸底测算问题。比如，湖北要求科学核定输配电价，争取逐步降低输配电成本。四川则要求，开展输配电价成本调查及各电压等级输配电价水平测算，用户和售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付过网费用。

       在业内人士看来，摸清电力成本，科学核定电价，特别是核减不合理费用，将对降低企业和居民用电成本形成有力支撑。国家发改委在对湖北等省份电改方案的批复中也要求，试点工作要坚持市场定价的原则，不得采取行政命令等违背改革方向的办法，人为降低电价。同时，坚持平等竞争的原则，向符合条件的市场主体平等开放售电业务和增量配电业务，不得以行政指定方式确定售电主体和投资主体。

       中国能源网首席信息官韩晓平告诉《每日经济新闻》记者，售电侧改革是这一轮电力体制改革的重点，也是备受社会关注的热点。改革以后，民营资本可以投资或者直接成立售电公司，这为民营资本进入电力行业提供了新的方向。

       记者注意到，售电侧改革是多个省份电改方案中的重头戏。例如，湖北提出，稳步推进售电侧改革，有序向社会资本开放配售电业务。四川电改方案则提及，支持和鼓励具备条件的电网企业、发电企业和其他社会资本等各类市场主体投资设立售电企业。

       在业内人士看来，从目前的新电改可操作的层面看，售电侧具有很强的可操作性，最大的受益者是发电企业，发电企业可以独立设立售电公司，和用户达成购售电协议。不过，占有全国90%售电业务的电网企业当然不会心甘情愿放弃这块蛋糕。

       对此，韩晓平向《每日经济新闻》记者分析指出，电网企业退出售电侧将是改革的最终目标。在市场主体尚未完全形成的当前，占据多方面优势的电网企业参与售电主要是承担保底任务，未来将会退出售电竞争。

       新能源消纳顽疾待解

       在电改提速的背景下，新能源发电的消纳问题成为焦点。毕竟，只有最后把电力消化掉才有利润。

       在昨日发改委的批复中，弃风、光问题严重的甘肃就提出，将“积极推进跨省跨区电力直接交易，适时展开现货交易”，希望借此消纳该省严重富余的电力电量。新疆则在电改方案中提到：要建立电力普遍服务补偿机制，改革不同种类电价之间的交叉补贴，研究探索电价交叉补贴额度平衡补偿机制。

       不过，对于跨省跨区的电力交易方式，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强并不看好。他向《每日经济新闻》记者指出，目前不仅西北地区存在电力过剩问题，放眼全国，整个电力市场的需求都是比较疲软的，跨省份交易或存在无人接盘的操作困难。

       “新能源可以说一直没有参与过市场竞争，因此在电改中的前景尚不明朗。”林伯强分析指出，如果完全市场化，相较于火电、水电来说，成本高的光伏发电肯定会被挤出市场。因此，国家是否会再采用配额、价格补贴等形式对其提供支持，目前还没有明确结论。

       “采用配额、补贴等方式不是不行，但关键是要尽快探索出一个市场化的交易体制。”冯永晟分析道，在西方的电力结构中，采用配额的手段进行调节成效显著，但在国内就效果一般。新能源的根本出路在于市场机制的理顺，再给予必要的政府补贴。在健全的市场机制下，补贴、配额的调节手段才能真正有所作用。