从17省电改试点方案看各省电改特色

7月下旬，相关主管部门研究审议了13个省份电力体制试点方案。这意味着，全国过半省区已向国家发改委、国家能源局申报电力体制改革综合试点或售电侧改革试点，其中部分省份的方案已出台。有业内人士认为，下半年各省电改或将全面提速。

我们深入研究17省份的试点方案发现，考虑到自身经济社会发展水平以及电力工业的特点，各地在其方案已出台或送审稿中对9号文提出的题进行了再理解、再阐述，并突出了地方特色。

“市场交易机制缺失，资源利用效率不高”，“价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成”，以及“发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难”成为大部分省区均要解决的共性问题。这些问题亦在9号文中明确提出了。

然后，工业电价成为高耗能产业集中的省份重点关注的问题。其中河南、湖北、湖南、山西、广西、江西、甘肃等地提出本地工业用电价格偏高，而河南、湖南、山西在方案中直接提出要降低用电成本。改革的目标过于简单粗暴，好像不是好事。

能源大省的电力消纳和外送问题也是重点。新疆、四川、陕西、安徽、湖南、云南、甘肃则直指水、风、光等清洁能源消纳问题。贵州还特别关注了西电东送的买方市场问题。

我们也感受到地方政府的纠结和矛盾，比如，无论多网并存，还是主体单一，都是一个问题。新疆、湖南、广西将多网并存问题列入方案。河南、湖北、贵州、海南、北京等地则提出配售电投资主体单一问题。

东部发达省份有其不一样的特点，比如负荷较高、外来电比例较高、对电力可靠性要求较高等。所以，他们有不一样的关注点，上海、北京则提到电网峰谷差大，调峰困难，辅助服务补偿机制不完善。

山东

一些体制机制性障碍和深层次问题还没有根本解决，主要是生产环节中单一的计划管理体制、销售环节中统一的政府定价机制以及运营领域中统购统销的垄断经营模式越来越不适应市场经济发展的需要，在电力资源配套中市场还没有发挥决定性作用，在发电侧和售电侧等竞争性领域和环节还没有形成有效竞争。

河南

河南电网发展能力相对不足，破解全省电网瓶颈制约，尤其是农村电网建设滞后矛盾资金压力巨大，迫切需要通过改革引进社会资本，加快电网发展;经济进入新常态，我省经济下行压力巨大，通过市场化改革，引入竞争降低成本，增强我省工业企业竞争能力，成为现实需要。

新疆

全疆未形成统一电网，不利于统筹调度。全区现有国网、兵团、石油等多个电网投资主体，造成了各电网重复投资建设以及资源浪费，不利于全疆电网统一规划、建设、运营。自备电厂装机规模大，系统调峰能力不足。可再生能源开发利用面临困难，市场消纳能力不足。

上海

上海市内机组发电的安排基本按计划来实施。市外受电以国家计划安排为主，在保障上海电力供应的同时，也出现了外来电计划外调增调减不受控，且送沪电力与本市需求不匹配、本市电网低谷调峰困难加剧并产生新的安全隐患等矛盾。上海外来电比重高，但承担辅助服务的比重较小，辅助服务补偿机制尚不完善。

四川

电力配售电体制复杂，供电主体服务能力参差不齐，部分县(市、区)电力基础设施建设滞后，电力服务质量有待提高。丰水期富余水电消纳矛盾突出，丰水期弃水弃电问题日益严重。电力市场化交易机制和电价形成机制尚未健全完善，电价难以及时反映用电成本、市场供求状况和环境保护支出，易导致电力资源配置发生扭曲和错配。

湖北

用电水平偏低但成本偏高。我省人均用电量只有全国平均水平的70%，与发达地区相比差距更大，同时我省电价水平偏高，制约了经济竞争力发挥。交易机制缺失，资源利用率不高，配售电侧投资主体单一。价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未形成，上网电价和销售电价以政府定价为主，存在着深度的交叉补贴。规划协调机制缺失，监管体系不健全。

陕西

市场在电力资源配置中的作用尚未得到充分发挥。电网公平开放机制尚未建立，新能源的接入和消纳受到制约。主要由市场决定的电力价格机制尚未完全形成。电力规划与其他规划的衔接还不到位，站(厂)址保护、线路走廊预留、线路杆塔迁改频繁问题未能得到较好解决。立法修法工作相对滞后。

安徽

电力行业仍存在电价形成机制不够完善、市场有效竞争不够充分、清洁能源和分布式能源发展机制不够健全等问题，亟需通过实施电力体制综合改革，建立健全以市场化为导向的能源体系，促进电力与煤炭等相关产业协调健康发展。

湖南

用电成本在全国处于相对较高水平，亟需降低电力价格缓解企业经营困难和保障民生;电力生产和消费处于相对过剩阶段，供需矛盾突出，存在窝电和缺电并存现象;节能高效环保火电机组不能充分利用，部分时段部分区域出现弃水弃风现象，需要拓展市场空间;多网并存导致电力建设缺乏统筹规划，存在市场无序竞争、电网重复建设、不能公平接入等问题;电力规划制定机制尚不完善，政府监管职能转变未完全到位。

云南

交易机制缺失，资源利用效率不高，丰富的水能资源得不到充分利用，弃水、弃风、弃光现象连年发生。价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全建立。政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善，各类转型发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。可再生能源发电保障性收购制度没有完全落实，新能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。“电矿结合”目标未能实现，既影响了云南有色金属资源的深度开发利用，又影响了大量水电的消纳。

贵州

价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。火电上网电价调整跟不上煤电价格变动。市场化交易机制尚待完善，市场配置资源效率不高。配售电及投资主体单一，没有社会资本进入配售电市场及投资的有效途径，售电侧竞争机制亟待建立。现行“西电东送”面临供需矛盾和市场化调整，定价机制需要进一步完善。由于云南水电增发即广东电源点建设快速推进，供需形势发生变化，“西电东送”从2015年起已全面形成买方市场格局，量、价矛盾突出。

山西

山西作为我国能源大省，迫切需要通过改革激活省内和省外市场，解决产能过剩问题。新常态下，山西经济发展增速放缓，通过市场化改革，引入竞争、降低成本，增强实体经济发展动力，成为现实需要。山西形成了“一煤独大”的畸重型产业结构，煤电铝等资源优势没有得到充分发挥，通过改革，促进煤电铝、煤电冶、煤电化等产业循环发展，在更大范围内实现资源的高效优化配置。

广西

电价传导机制不顺。市场化价格形成机制不健全，电力直接交易机制没有有效建立，工业企业特别是部分资源型优势特色产业因电价相对较高而“用不起电”与火力发电企业因没有发电容量而“发不出电”的矛盾日益突出。电力统购统销体制下，电网企业低买高卖的盈利模式受到诟病，输配电价改革亟需推进。多网并存的供电管理体制下，地方电网主要通过趸售获得电量、赚取差价，在一定程度推高全区电价水平，并造成电力市场无序竞争、电网重复建设等问题。前期电力改革不彻底，地方电网主辅部分、厂网不分现象依然存在，一定程度造成电价传导不顺、电力市场混乱。

海南

电力交易量小，发电侧发电主体少，以满足自身需求自我平衡为主，市场竞争难以形成。配售电及投资主体单一，售电侧竞争机制未建立;系统峰谷差不断加大，系统安全运行压力大。独立的输配电价机制尚未形成。

江西

电力交易市场机制尚未形成，配电、售电环节仍处于垄断地位。部分区域供电营业区交叉，造成“都管”或“都不管”等现象。工业用电价格偏高，增加了企业生产成本，削弱了企业竞争力，成为当前制约经济稳增长的重要因素之一。其中，南昌临空经济区供电能力缺口较大。配网需重新规划建设。供电存在多头管理，电力协调存在一定困难。

甘肃

电力消纳能力不足，外送通道不畅，全省电力电量严重富余，发电设备利用小时连续下降，新能源弃风弃光等问题凸显。“电用不完”和“电用不起”问题并存，由于尚未建立和完善市场化电价形成机制，我省工业用电价格依然偏高。

北京市

重点就配网投资不足、电网峰谷差大等问题提出改革方案，促进电力行业发展。