电力市场改革试点多个细则拟定 降电价为大势所趋

　　《经济参考报》记者了解到，目前《非现货试点地区电力市场基本规则（试行）》、《现货试点地区电力市场基本规则（试行）》、《关于做好电力市场建设有关工作的通知》等多个配套细则也已拟定并内部征求意见。根据目前的思路，开展现货市场试点需要同时满足各地发电市场力、可再生能源比重装机、跨省跨区售电量占本地比重等三项考察指标。

　　与此相伴，作为电力市场建设核心架构的电力交易中心也密集落地。据《经济参考报》记者不完全统计，除了北京、广州两大国家级交易中心外，截至目前已有17家省级电力交易中心成立，华北、华中等区域电力交易中心也在酝酿之中。业内人士认为，在当前的框架下改革的推进并非易事，但供大于求的大背景下降电价将是大势所趋。

　　长期以来，在项目核准制、价格审批制、年度计划电量分配制的一整套闭环机制下，我国电力行业处于“企业为国家办电，国家管控企业经营”的状态。2002年电力体制改革推行厂网分离以来，东北、华东区域开展电力市场试点，各地开展跨省区电能交易、电力直接交易、发电权交易等。其中，电力直接交易开展范围最广泛，交易量增长最快，但始终是低于或等于政府标杆电价的单边降价机制，没有形成反映供需变化的价格信号。

　　2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，被誉为啃“硬骨头”的新一轮电改启动，要求具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主规避风险、以现货交易为补充发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。

　　“电力的市场化，就是要在满足电力系统实时平衡的基础上，实现电能的发、用数量和价格可以像普通商品一样由购售双方协商决定。”参与电改的有关部门人士表示，按照“1+N”的模式，目前已完成征求意见的《电力市场运营基本规则》、《电力市场监管办法》、《电力中长期交易基本规则》等一系列配套细则对交易的组织、校核、执行、结算、偏差处理、信息反馈、市场干预等进行规定，建立了较完整的中长期交易体系，初步满足近阶段各类市场交易需求。

　　而最为关键的还是现货市场的建设，其被认为是市场化改革能否成功的“最后一公里”。据透露，下一步将选择条件适宜的地区开展以短期、即时交易为主的现货市场试点，通过市场机制形成发用电调度方式、平衡电力供需、管理输电阻塞和提供辅助服务，通过市场机制发现价格信号。

　　根据目前的思路，开展现货市场试点，单一市场主体参与市场交易的装机份额原则上不超过30%、或最大四家发电企业市场份额不超过65%、或市场集中度指数（HHI指数）不超过2000，水电以外的可再生能源装机占本地统调装机原则上不超过30%，跨省跨区受电量（不含“点对网”送电电量）占本地统调发受电量比重超过30%。

　　“目前全国仅有两个国家级电力交易中心，北京和广州电力交易中心主要是落实国家指令性计划、地方间框架协议，以大宗的中长期交易为主。而小宗的中长期和现货交易主要是在省域级的电力交易中心。”上述有关部门人士称。

　　据《经济参考报》记者了解，目前北京、广州电力交易均已完成注册并开展了交易。近日召开的广州电力交易中心股东会暨董事会、监事会会议明确，2016年将尽最大能力组织月度增量交易，努力增送西部富余水电；交易组织上，拟在目前电网公司统购基础上，引入发电企业和大用户通过省间交易平台直接交易。

　　与此同时，新疆、青海、宁夏、天津、吉林、江苏、内蒙古东部、黑龙江、山东、河北、贵州、上海、福建、陕西、四川、安徽、河南等成立了17家省级电力市场交易中心。云南表示将组建昆明电力交易中心，面向省内外开放，待条件成熟还将开展跨境电力交易。此外，华北、华中电力交易中心组建和区域市场建设也在酝酿中。(王璐)