在很多省份电力交易结构中，大用户直购电等直接交易电量占全社会用电量比重都在扩大。
这是否预示着扩大直购电规模成为电改突破口？电改发展至今，重点在哪里？
对于很多无法达到大用户直购电资质的中小企业来说，未来通过售电公司购电将是普遍趋势，这是否就是售电公司目前的发展之路？
本期电力急先锋带你一起来看。
【纵观电改进程 你理顺了吗？】
2014年10月份，深圳率先启动输配电价改革试点，被认为是新一轮电力体制改革的标志性事件；2015年3月15日，中共中央国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，拉开了新一轮电改的序幕；2015年下半年，国家发改委相继批复了内蒙古西部电网输配电价改革试点方案和宁夏电改试点方案；2015年年末，发改委决定将云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五省(区)作为第二批开展输配电价改革扩大试点；2016年3月份，发改委召开发布会，提出将改革试点扩大到12个省级电网和1个区域电网；9月6日，发改委批复同意了北京等五省市电力改革试点方案，9月7日批复了湖北等八省市电力改革方案；11月10日，国家发改委印发了《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》。
应该说，从这一系列举措来看，电力体制改革确实在提速，这是毋庸置疑的。而改革的目的就是力图将现代监管理念和方法与我国电价监管实践相结合，初步形成合理、公平的输配电价格体系。
但在笔者看来，电力体制改革的步伐应该迈得更大点，速度要更快点。而推进电力改革的重点，实质还是要看改革的动作。
怎么改？以电价改革为例，国家发改委价格司电价处相关人士此前曾做出过解释：今后价格部门要重点转向按照规则来进行监管，而不是直接制定价格，通过规则来约束电网企业的行为，独立的输配电价体系形成后，要进一步推动电力交易市场化的建设。
总之，在笔者看来，电力改革试点遍地开花是好事，是作出电改提速判断的事实基础。在改革过程中，或许会面临一些难啃的“硬骨头”，但无论改革的难度有多大，我们要有充分的理由相信，本轮电力体制改革取得的一些决定性的成果是值得期待的。而一个重要的前提，是改革的速度有必要进一步加快。（来源：证券日报）
【原电力部总工程师周小谦谈电力改革与发展】
随着能源转型的推进，电为中心的特征将更为明显。为此，本刊记者近日就电力改革与发展相关问题专访了原电力部总工程师周小谦先生。
来源：微信公众号 能源研究俱乐部 （ID：nyqbyj）作者： 蒋学林
他表示，电力市场应适度超前发展，但亦需重视过剩问题，发展速度不能过快。他特别提出，“新能源要科学协调地发展”。
记者：能源转型已成为全球关注的大事，美国、德国等已走在前列，如何评估我国能源转型的差距？
周小谦
能源转型要注意本国能源发展阶段。发达国家经过两次能源转型，已实现了由柴薪向煤炭，再向油气的转型，油气消费比重达到70%左右。我国油气消费比重还很低，依然以煤炭消费为主。去年，我国能源消费总量43亿吨标准煤，其中煤炭占比达到64%、油气占比24%、非化石能源占比12%。
全球能源转型的方向是明晰的，即从高碳能源走向中碳能源，再走向低碳能源，最终走向无碳能源。我国依然处于高碳时代，与全球整体能源消费结构存在较大差距。有的人说我们与发达国家差距100年，我觉得至少70年。我国风电基本上2005年以来才规模发展、太阳能发展则在2010年以后才逐步规模应用，目前非水可再生能源在能源消费结构中占比并不高。
能源结构的形成有其历史必然性。“富煤贫油少气”的能源资源禀赋，决定了我国以煤为主的能源消费结构，煤作为主要能源的状况短期内不会改变。这也是我国能源转型所面临的现实问题。
记者：当前我国电力总体宽裕，但在能源转型、调整能源结构要求下，电力装机尤其是新能源发电依然快速发展，如何看待这样的矛盾？
周小谦
电力适度超前发展。电力项目建设周期较长，在电力供应充足时，要考虑未来可能出现的电力不足；而在电力供应不足时，也要考虑未来可能出现的过剩。上世纪末，亚洲金融危机爆发，我国电力需求放缓，出现电力暂时“过剩”。当时提出“三年不上火电”，严格控制了电力建设速度，以至于2003年后出现了严重电力短缺。2008年以来，国际金融危机爆发，至今全球经济依然在恢复过程中。受此影响，中国能源需求疲软。即便如此，也需要坚持适度超前发展的原则，电力过剩1%造成的浪费，要远小于电力短缺1%导致的损失。
从长远看，我国电力需求也还有较大上升空间。我国年人均用电约4000千瓦时，与发达国家存在很大差距。发达国家年人均用电差异较大，德国、日本等年人均用电量七八千千瓦时，美国、加拿大等则相当于其两倍。即使以人均用电较低的德国、日本作为参考标准，我国也还有约4000千瓦时的增长空间。
目前电力是否过剩、过剩程度如何，没有统一的判断标准，各方认识也并不一致。有人以整体电力设备利用小时数判断过剩情况，其实是有出入的。近年来大规模发展的新能源发电，因其随机性、波动性、间歇性，本身可利用小时数就低，也是拉低整体利用小时数的因素之一。以火电利用小时数作为判断标准可能更为准确，火电利用小时数应以5000小时作为平衡点。去年火电利用小时数为4329小时，表明电力总体宽裕，需要适当控制电力发展速度。
记者：您认为具体应当如何控制电力发展速度？
周小谦
我的总体想法是高效清洁发展火电、深度开发水电、规模化发展核电、科学协调发展新能源。火电在电力结构中的主导地位较长时期内不会改变，只有稳住火电才能让电力安全供应有基本保证。火电现在不能叫停，今后还需要继续发展。新开工火电项目数量可减少些，在现有项目节能减排、灵活运行等改造方面上多下工夫，走高效、清洁的发展道路。当前，我国电煤占煤炭消费比重约50%，低于世界平均比重，更远低于发达国家比重，今后应进一步提高电煤比重。根据规划，2020年电煤占煤炭消费比重提高到60%以上。
与美国、日本、德国等发达国家70%左右的水电开发程度相比，我国水电开发程度偏低。去年底全国常规水电装机约3亿千瓦，尚有2.4亿千瓦技术可开发量，潜力巨大。最近，云南决定不再开发建设25万千瓦以下中小水电站，四川提出暂停核准30万千瓦以下中型水电站，是值得商榷的。
核电是最清洁的能源。加快发展核电，增加核电的比重，对于减排目标的实现是不可或缺的选择，也是我国调整能源结构的最主要路径。我2014年底提出，2020年我国核电最少要有7000万千瓦，现在可能时间来不及了，但加快发展的方针应当坚持。“十三五”期间，每年核准新建6至8台核电机组的速度，应当继续提升至10台或更多。久拖不决的内陆核电也应尽快放开。
当前，新能源发电技术尚未完全成熟，能源利用率普遍较低，与其他能源的耦合度存在不足，且经济性相对较差，不能很好地满足用户需求，今后必须坚持走科学协调发展之路。太阳能发电刚开始发展，以群众运动方式搞工业发展是不对的，必须以效率优先。我认为，光伏发电能源转换效率在未达到30%的情况下，不宜大规模发展。而且，光伏等新能源应以分布式发电为主，更加注重“效益规模”而非“规模效益”。
我国当前能源规划的关键问题是组织体系不稳定、不专业。我上世纪八九十年代曾去多个国家考察电力规划工作，巴西、阿根廷、墨西哥等国家给我印象深刻。虽然同是发展中国家，但其能源规划工作的专业性、稳定性值得我们学习。
以前我们做电力规划时，与煤炭、铁路、交通等各相关部门都有完善、固定的沟通联系制度，每五年结束后也会做相应评估。2002年电力体制改革后，全国电力格局巨变，电力规划工作也出现了较大变化。“十一五”“十二五”连续两个五年未正式出台电力规划，行业发展缺乏统筹协调。
记者：行业发展离不开改革支撑。当前，新一轮电力体制改革正在推进，您怎么看此次改革？
周小谦
电力市场体系建设需要合适时机。2002年电力体制改革后，我就意识到电力市场体系难以建立。随后三年全国严重缺电，供应保障尚且不足，何谈市场交易。果然，当时作为重头的区域电力市场建设在2006年陷入了停滞。目前，则是建立电力市场体系的好时机。电力供应形势较为宽松，有利于形成市场竞争。电网企业应更积极地参与、支持电力体制改革工作，抓住有利时机促进建立健全电力市场体系。
我一直认为，“输配分开”不具备现实基础，输与配并无明晰界线。发、输、配、用（售）四个环节中，“厂网分开”改革已切分了“发”，其他三项中“用”应当是可以切分的环节。本次改革将产业园区作为用户端放开切入口，今后居民用户也可考虑纳入。
特别需要关注的另一个问题是，要关注农村供热、供电问题。农村问题不解决，全面建成小康社会就会落空。对于能源领域，农村问题关键是供热、供电问题，但目前还没有得到足够重视。推进农村城镇化过程中，应考虑在农村多推广小型的热电（冷）多联产项目。热电联产是能源梯级利用的有效方式，能源利用效率可以提高到80%~90%。（来源：微信公众号能源研究俱乐部 作者： 蒋学林）
【刘纪鹏谈电力市场化改革之重心】
电力市场化改革中，有两个重要的着力点——以价格的自由竞争为改革核心，“放开两边，管住中间”和以特高压电网和储能产业的发展为抓手，为电力市场化提供基础设施的支撑。
坚持“放开两边，管住中间”的改革方向
回顾历史，电力改革之路首先要避免陷入“盲目反垄断”和“盲目市场化”的误区。废除行政垄断对电力改革意义重大。其次，在改革方法论上，必须从中国国家基本经济制度和经济安全出发，在保持国家电网整体化的基础上，通过市场化改革和资本化重组走上现代公司制度的创新之路，实现有序放开。
过去的电价机制是“管住两头挤中间”，发电侧的电价和销售侧的电价由国家发改委定价，中间留有模糊成本。输配电价获批以后则是“管住中间放两头”，用户方和发电方的价格全部放开，所有企业都可以进入市场实行直接购电，最终形成“多买方——多卖方”的市场结构，有利于为用户提供更廉价的电力产品。
电网的主要收入来源从原来的统包统销的购销价差，转变为现在的按照输配电价收取过网费，盈利模式发生了根本性的转变。如此一来，既能提高电网企业的运行效率，强化其成本约束力度，也能提升电网公司在过网定价环节形成良好机制的动力。尤其是能够促进电网企业加快推进电网线路输配能力的建设，提升电网基础设施创新升级。
为电力市场化改革提供基础设施支撑
特高压电网和储能产业是电力市场高效、自由交易的物质基础。特高压技术是当今世界电网技术的制高点。大力发展特高压的优势有以下几点：
第一，特高压电网具有较好的稳定性和兼容性，有利于协调各级电网的发展，确保输电的安全、清洁、高效、可持续供应;第二，以特高压电网为基础的全球能源互联网若能顺利推进实施，将极大地拓展、刺激电力行业的市场空间和投资热情，对于保持我国经济中高速增长，缓解经济下滑压力具有重大意义;第三，中国模式的优势可以为解决区域市场不匹配问题提供助力。
储能产业方面，储能公司是发电厂及电网公司的“仓库”，它的存在直接改变了过去电力行业即发即用的传统模式。
首先，储能能够实现平滑输出，消除昼夜峰谷差，有效减少“弃风”、“弃光”现象;满足新能源发电平稳、安全接入电网的需求，从而降低清洁能源发电对电网安全稳定运营的不利影响，促进清洁能源的高效开发利用，是涉及能源资源和能源安全的重大战略性技术。
其次，电力市场化搭建能从应用端激发储能产业技术破局。一旦全国性电力市场搭建成型，就会从需求侧激发储能产业的创新和发展，最终形成可推广的储能技术及商业模式。有效的电力市场机制能够营造出良好的外部市场环境，带动储能产业企业参与商业化的电力服务，最终鼓励政府力量与社会资本齐头并进，加速实现储能产业技术与商业模式的突破。（来源：经济网 作者：刘纪鹏）
【找寻电改突破口 售电公司发展之路在哪？】
扩大直购电规模成为电改突破口
在海南工作多年的媒体人陶文（化名）最近在为一件事烦恼，业余入股的一家高新技术企业用电量很大，希望能够找到相对便宜的电力来源。平均年用电量也在1000万千瓦时以上，是一笔不小的成本支出。
而相对于大用户直购电的用电门槛，这样的用电量又似乎并不多。“我们也想了很多办法，比如自己安装光伏发电设备，解决一部分供电，但是回本的时间又太长。想找电厂谈直购电合同，但是不知道用电量够不够标准。”陶文向记者表示。
目前，像这样的小企业遇到的购电问题较为普遍。各地开展大用户直购电业务普遍较早，直接交易电量占全社会用电量比重也在扩大。接下来，继续扩大直购电规模，推动电力市场建设，成为各地新一轮电改的突破口。
陶文企业所在的海南省，即是这批国家发展改革委批复电力体制改革综合试点方案的省份之一。
截至2015年底，海南全省发电总装机达到670.5万千瓦，当年全社会用电量270.7亿千瓦时，其中第二产业用电量136.3亿千瓦时。当年海南电网专变用户用电量约63亿千瓦时。在16个电压等级最小的35千伏等级用户中，用电量也达到4.7亿千瓦时。16户分担4.7亿千瓦时的电力，相当于平均每户3000万千瓦时。
大用户直购电用电量已经占全社会用电量23%。但是最少3000万千瓦时的年用电量仍然让很多中小企业望而却步。
根据海南省获批的电力体制改革综合试点方案，未来改革的总体思路就是：围绕大用户直接交易为突破口，配套建立过渡输配电价、有序向社会资本放开配售电，逐步推动海南电力市场建立。
“电力交易总量小，发电侧发电主体少”，这也是海南电力直接交易所面临的首要问题。
未来将以大用户直接交易为切入点，逐步扩大交易电量规模，先期将适当放开110千伏以上专变大用户与发电企业直接交易，逐步放开10千伏及以上专变用户，交易价格按市场规则形成。根据试点方案，近期海南将出台大用户直接交易工作方案，包括大用户市场准入管理规定，交易规则和监管办法。
各地电力直接交易电量增长迅速
业内专家指出，实质上，当前直购电无论是交易量，还是交易对象范围，都已经超出了预期，发展很快。当前很多省份都成立了电力交易中心，电力直接交易将会更加规范。
与海南现状类似的是，在很多省份电力交易结构中，大用户直购电等直接交易电量占全社会用电量比重都在扩大。
在广西，今年直接交易电量将不低于全区用电量的20%，2017年以后将根据市场发育程度，逐步放开工商业用电计划。
湖北2015年用电量为1665亿千瓦时，今年电力用户与发电企业直接交易签约电量300以千瓦时，从总量上来说不算少，占全部用电的也超过了18%。湖北提出2018年前，初步构建湖北电力市场体系。逐步扩大电力直接交易的市场主体范围，增加交易电量。
另外，2015年，宁夏大用户直接交易电量已占全社会用电量的占比为19%，四川占比为13.4%。辽宁今年占比则为7%左右。
电力直接交易比较大的省份是内蒙古。2010年4月原国家电监会批准内蒙古电力多边交易市场在蒙西电网正式运行。
2015年完成交易电量561亿千瓦时，占蒙西地区工业用电量60%，市场平均交易价差为0.031元/千瓦时。在蒙东，2015年完成交易电量84亿千瓦时，约占国网蒙东电力售电量的28%。
在各地获批的电力体制改革综合试点方案中，逐步提高直接交易电量比例是重点提及的指标。山西和陕西都提出到2017年，直接交易电量比例达到全省全社会用电量的30%以上。
日前，记者曾到江苏采访能源革命实践情况。江苏是当前少数几个尚未出台电力体制改革综合试点方案的省份之一。谈及该省的电力直接交易情况，国家能源局江苏能源监管办市场监管处处长季刚勇向记者表示：“江苏省电力直接交易从2012年最初的13.16亿千瓦时，经过四次扩围，目前已经做到595亿千瓦时，其中535亿千瓦时是省内发电企业与用户双边协商，50亿千瓦时是平台竞价，另外10亿千瓦时是山西阳城电厂与江苏用户的跨省直接交易。电力市场化改革的力度还是比较大的。”
小企业可通过售电公司参与直接交易
推进电力直接交易，最直观的一个好处就是降低电价，这在很多省份的实施过程中，效果十分明显。
日前，甘肃省公布了推进供给侧结构性改革落实情况，电力直接交易作为重点举措，有效降低了工商业电价。根据通报，甘肃在去年直购电交易试点的基础上，进一步扩大发电企业和电力用户参与直接交易范围，探索新能源发电企业开展直接交易，今年以来共签订直购电交易电量约237亿千瓦时，平均降低电价每千瓦时0.1072元。
在陕西，今年下半年电力用户与发电企业直接交易总电量为150亿千瓦时。根据公布的情况，各笔电力交易合同让价幅度在0.02元/千瓦时左右，也有效降低了相关用电企业的成本负担。
在江苏，电力直接交易电价是稳步有序下降的。在季刚勇看来，电价降幅不是越大越好。“很多省份降幅达到0.1元以上，现在煤炭价格上升，很容易出现亏损。
江苏电价降了0.025~0.03元，还是比较稳妥的。在这方面要循序渐进，积极稳妥。态度要积极，步子要稳妥。”根据各地公布的电改方案，电力直接交易价格一般由三部分构成，一是发电企业或售电公司与电力用户协商确定市场交易价格，另外还包括输配电价以及政府性基金及附加。在输配电价中，是包含线损和交叉补贴的。
对于很多无法达到大用户直购电资质的中小企业来说，未来通过售电公司购电将是普遍趋势。以江西为例，该省电改方案将电力用户分为三类，其中35千伏以上的大用户可采取大用户直接交易模式购电。一般工商业用户可以从售电公司购电，也可以由电网企业保底供电。普通居民等用户将主要有电网企业或售电公司提供保底供电。
对此，季刚勇表示，“售电公司将来就是团购的性质，代表中小型用户去和发电公司谈。这些小用户都是用电量不大的，顶多几百万千瓦时。比如一家小供电公司有十几个小用户，加起来也有上亿的电量，就可以和电厂谈优惠电价了。”（来源：中国电力报 作者：刘世明）
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