加快放开发用电计划、加快放开配售电业务、加快规范自备电厂、加快完善可再生能源消纳保障工作、加快电力现货市场建设、加快推进电力行业信用体系建设……
这“六加快”是在7月25日召开的电改媒体吹风会上，国家发改委和国家能源局明确的下一阶段电改工作着力点。
电改成绩显著
据记者了解，自2015年3月电改9号文发布以来，电改在诸多方面取得了重要突破，改革主体责任全面落实，多模式试点格局初步形成。
国家发改委经济体制综合改革司巡视员王强在媒体吹风会上介绍，“云南、贵州等21个省(区、市)开展了电力体制改革综合试点，重庆、广东等9个省(区、市)和新疆生产建设兵团开展了售电侧改革试点，电力体制改革试点已经覆盖除西藏以外的所有省(区、市)，形成了以综合试点为主、多模式探索的格局。”
在输配电价改革方面，已实现省级电网全覆盖，为多方直接交易奠定了坚实基础。据了解，2016年底，国家出台了《省级电网输配电价定价办法》，科学、规范、透明的电网输配电价监管框架体系初步建立，这有利于妥善处理好扩大投资与电量增速的关系，约束个别地方政府和电网企业的投资冲动。
王强表示，截至目前，已批复输配电价水平的第一批、第二批共18个省级电网及深圳电网，累计核减电网准许收入300多亿元，降价空间全部用于降低工商业电价水平，减轻实体经济负担。
“第三批14个省级电网输配电价核定工作已基本完成，近期各省级价格主管部门将向社会公布。”据王强介绍，目前，电力交易机构组建工作也已基本完成。区域层面，组建了北京、广州电力交易中心，成立了市场管理委员会。省级层面，除海南以外，全国其他省份均建立了电力交易机构，其中云南、贵州、广东、广西、山西、湖北、重庆等地组建了股份制交易机构。为确保体现各类市场主体意愿，维护市场的公平、公开、公正，北京、广州电力交易中心以及贵州、云南等15个电力交易中心已组建电力市场管理委员会，其他地区也在积极推动电力市场管理委员会的组建工作。
另据了解，两年来，电改加快放开配售电业务，出台了《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》，建立了市场主体准入退出机制和以信用监管为核心的新型监管制度，初步建立了售电侧市场竞争机制。
“截至目前，全国在电力交易机构注册的售电公司已有1859家，改革有效激发了市场活力，为电力用户提供了多样化的选择和不断优化增值的服务。”在媒体吹风会上，国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新表示，我国鼓励符合准入条件的电力用户参与市场化交易，已有13000多家电力用户通过市场化交易降低了用电成本，释放了改革红利。
在引入社会资本参与增量配电业务方面，第一批推出了106个试点项目，建立了多元主体参与的竞争机制。“目前，第一批试点项目正在开展项目规划编制、项目业主确定、申请电力业务许可证等工作。”王强说。
记者在会上还了解到，在有序放开发用电计划方面，市场化交易已初具规模：2016年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。其中，直接交易电量接近8000亿千瓦时，同比增长85%。2017年1-6月，各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计9500亿千瓦时左右，已执行的合同度电平均降价4.7分。预计2017年全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。
诸多改革问题待解
据记者了解，虽然电力体制改革取得了初步成效，但改革中还存在一些比较突出的问题。
首先是市场化交易面临区域壁垒。在电力普遍供过于求的情况下，一些地方封闭发展的观念重新强化，融入全国性、区域性电力市场积极性不高。“有的省份有意压制省间交易规模，担心规模太大冲击当地电厂;少数地区甚至直接发文将交易电量直接分配到电厂，或要求本地的电力用户在市场化交易中必须选择本地电厂，严重破坏了电力市场的完整性。”王强说。
其次是行政干预市场化定价的问题比较严重。一些高耗能产业占比较高的地方在稳增长目标驱动下，不仅默许不符合要求的高耗能企业参与直接交易，而且违背市场定价原则，采取行政手段人为降低电价，支持高耗能企业发展，致使国家对高耗能企业实行差别电价的政策形同虚设、难以落实。
再次是清洁能源消纳工作需要进一步加强。经过各方努力，今年上半年弃风弃光问题呈现好转趋势，但还是比较突出。1—5月，全国弃风电量216亿千瓦时，同比减少75亿千瓦时，平均弃风率14.3%，同比下降7.6个百分点;1—5月，全国弃光电量32.8亿千瓦时，同比减少4.6亿千瓦时，平均弃光率8.1%，同比下降4.8个百分点。下一步，需要建立解决可再生能源消纳问题长效机制。
此外，自备电厂管理还有待进一步规范。自备电厂主要集中在钢铁、电解铝、石油化工和水泥等高载能行业，部分机组能效环保水平偏低，与高效环保的公用大容量机组差距明显;在承担社会责任方面，自备电厂普遍未按规定缴纳政府性基金及附加以及应承担的政策性交叉补贴;部分自备电厂还存在参与调峰积极性不高、执行调度纪律不严、运行管理有待改进等问题。
未来电力“施工图”公布
王强表示，为进一步深化电力体制改革，国家将加快放开发用电计划。在保障无议价能力用户正常用电基础上，加快放开其他购电主体参与市场交易，引导需求侧放开规模与发电侧相匹配。2017年，全国市场化交易电量力争达到全社会用电量的35%以上。
梁昌新表示，下一步，国家将规范电力中长期交易，逐步减少燃煤发电企业计划电量，新建煤电机组原则上不再安排发电计划，推动各地不断提高市场化交易比重，降低企业用能成本。
记者从国家发改委了解到，未来国家将加快放开配售电业务。积极培育售电侧市场主体，总结一些地方放开配售电业务的经验，树立一批成功的售电公司典型，培育若干个售电公司品牌，发挥典型引路的示范作用。同时，抓好增量配电业务改革试点，推动第一批试点项目尽快落地、早日见效，并在总结第一批试点经验的基础上适时开展第二批试点。
“下一步国家发改委将开展跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作。目前正在对跨省跨区专项输电工程比如西电东送等输电价格进行重新核定;正在组织各方面研究制定新增配电网配电价格形成机制的办法。如果把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了，整个输配电价改革就基本完成。”张满英表示，深圳、蒙西2014年开始进行输配电价改革试点，三年为一个周期，第一个监管周期到2017年底即将到期;第一批2015年扩围的五个试点省份输配电价改革第一个监管周期也将在2018年底到期，“我们将从今年开始，对试点省份输配电价执行情况进行评估，为建立更加科学、规范、透明的输配电价监管制度打牢基础。”
值得注意的是，在备受关注的现货交易方面，下一步将“加快电力现货市场建设。加快建设以中长期交易规避风险、以现货交易发现价格的电力市场”。
“近期我委和国家能源局将在前期摸底调研基础上，选择在条件相对较好、现货市场建设试点意愿相对较强的地方，开展第一批电力现货市场建设试点，加快探索建立市场化的电力电量平衡机制。”王强表示。
