本期目录（总第37期）

具体来说，竞争性环节由市场决定电力价格的机制还没有形成，上网电价和销售电价以政府定价为主，存在交叉补贴，滞后于成本变化，且不能及时合理反映环境保护支出和供求关系变化

自去年新电力体制改革9号文出台以来，多个省市和地区连续跟进，电改综合试点和售电侧改革试点全面开花。

截至目前，国家发改委共批复18个省市自治区开展电力体制改革综合试点，8个省份(地区)开展售电侧改革试点。

电改方案区域化

记者经过梳理发现，多个省份在电改试点方案中提出，针对特定领域建立优先发电、优先购电制度。

山东、内蒙古、湖北、四川、陕西、河南等地，提出风能、太阳能等清洁能源优先发电，开展电力绿色调度;河南、四川、辽宁、山东等地，将农业用电、居民生活用电、重要公共事业、公益性服务行业纳入优先购电等范围，即上述范围享有优先购电权。

吉林、内蒙古、浙江均要求电网企业承担供电营业区内的电力普遍服务，保障基本供电。无歧视地向市场主体及其用户提供各类供电服务，按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用。

工作目标上，吉林、湖北均表示，3至5年内除保留必要的公益性、调节性发用电计划之外，取消竞争性环节发用电计划。山东省在方案中明确了“电改三年时间表”。

吉林、浙江省均详细规定了售电公司的分类、定位和经营原则。

售电公司的定位和经营原则基本相同，即售电公司应当以购售电交易为核心业务，以服务用户为核心，将市场价格水平及时传导给终端用户，让其享受改革红利。

国家发改委在上月发布的《售电公司准入与退出管理办法》对售电公司资产作出明确要求：准入资格是资产总额不得低于2000万元人民币;资产总额在2 亿元人民币以上，不限制其售电量;拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的20%。

与市场主体准入机制相对应的退出机制，吉林、浙江两省均规定了“黑名单原则”：列入黑名单，吉林省要求3年内不得再进入市场，浙江则要求不得再进入市场，直接注销。

多个省份已成立或筹备成立电力交易中心，此外，陕西、河南、山东等省份将设立市场管理委员会，由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成，实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制。

市场定价机制不成熟

针对居民普遍关注的电价问题，发改委去年发布相关文件指出，应“形成适应市场要求的电价机制”。近日国家发改委给多地的电改综合试点方案的复函中也要求，应坚持市场定价的原则。

记者注意到，北京、山西等地电改方案中均提到电价的市场化问题，要求还原电力的商品属性、理顺电价形成机制。用户供电价格可以通过协商确定，或通过集中撮合、市场竞价的方式确定。用户购电价格由市场交易价格、输配电价、政府性基金三部分组成。输配电价由政府核定，未单独核定输配电价之前，可按现行电网购销价差作为电力市场交易输配电价。

与此同时，浙江省规定配电区域内的售电公司或电力用户可以不受区域限制购电。

上海、湖北等地都在电改试点方案中提到现行交易机制还不完善的问题。例如，运用市场化机制引导配置资源的能力有明显差距，价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未形成等。

具体来说，竞争性环节由市场决定电力价格的机制还没有形成，上网电价和销售电价以政府定价为主，存在交叉补贴，滞后于成本变化，且不能及时合理反映环境保护支出和供求关系变化，制约了市场机制的调节作用有效发挥。此外，规划协调机制缺失、监管体系不健全的问题依然存在。

地区特色鲜明

发改委已批复的各省份电改试点方案中，浙江、山东、广东、内蒙古等地的改革方向和工作任务显示出鲜明的地区特色。

作为全国电改“先行军”的广东省，日前公示了第五批拟列入售电公司目录企业名单，合计59家。值得关注的是，第五批目录名单中出现了一家燃气企业——广东珠江燃气集团有限公司，这也是燃气企业首次入围广东售电目录。如果这59家企业全部通过公示，加上前四批入围的151家售电企业，至此，进入广东售电目录的企业将达到210家，继续领跑全国。

在互联网和中小微企业众多的浙江鼓励互联网龙[0.57%]头企业、电务企业、金融机构等投资组建售电公司，开展售电业务。中小微企业可“打捆”成联合体、委托售电公司代理等方式参加购售电业务。

内蒙古全区电网分为蒙东电网、蒙西电网两部分，分属国家电网公司、内蒙古电力公司管理。方案考虑到蒙东电网公司经营亏损严重、投资能力不足、电价改革难度大等问题，明确了争取国家支持政策，多措并举来解决上述问题;蒙西方面则继续测算现行电价中交叉补贴额度，明确各类用户承担或享受交叉补贴水平。

山东明确要求加强电力需求侧管理和电力应急机制建设。

11月4日，国务院发布《关于印发“十三五”控制温室气体排放工作方案的通知》。通知指出，到2020年，单位国内生产总值二氧化碳排放比2015年下降18%，碳排放总量得到有效控制。

通知强调，支持优化开发区域碳排放率先达到峰值，力争部分重化工业2020年左右实现率先达峰，能源体系、产业体系和消费领域低碳转型取得积极成效。通知还指出，要加快发展非化石能源，稳步发展风电，到2020年力争风电装机达到2亿千瓦。

1.四季度全社会用电量增速环比回落，全年增速高于上年

四季度，预计气温因素对用电的影响比三季度有所减弱，预计全社会用电量增速将比三季度有所回落;预计全年全社会用电量同比增长4.5%左右，其中气温因素拉高全年增速2个百分点左右、明显超过预期，也导致全年用电增速明显超过预期。

2.火电新增装机少于上年，非化石能源占比进一步提高

预计全年全国基建新增发电装机1.2亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机7000万千瓦左右，火电5000万千瓦、比上年减少1600万千瓦左右。预计2016年底全国发电装机容量将达到16.4亿千瓦，其中，非化石能源发电6.0亿千瓦、占总装机比重将上升至36.5%左右。

3.电力供需的外部影响因素诸多，不确定性增加

一是迎峰度冬期间部分地区电煤供应将可能偏紧甚至紧张，个别地区部分时段天然气发电供气预计将受到一定影响。二是电煤价格急剧上涨，加剧发电企业经营困难局面, 将可能影响到电力热力供应。三是气象部门初步预计迎峰度冬期间我国气温呈北冷南暖的特征，低温天气将加剧吉林等东北地区电煤供需紧张局面。四是全国水电厂蓄能值同比减少，结合气象部门预测今冬全国大部地区降水以偏少为主的初步判断，预计四季度全国水电生产形势总体不容乐观。

4.全国电力供应能力总体富余，部分地区相对过剩

预计四季度全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩。其中，东北、西北区域电力供应能力过剩，华北区域电力供需总体平衡，华中、华东区域电力供需总体宽松，南方区域电力供需总体宽松，其中贵州因电煤紧张以及来水偏枯导致电力供需偏紧。预计全年发电设备利用小时3800小时左右，其中火电设备利用小时将降至4150小时左右。

11月7日从能源局获悉，国家发展改革委、国家能源局正式发布《电力发展“十三五”规划》，规划市我国“十三五”电力发展的行动纲领，是编制相关专项规划的指导文件，是布局重大电力项目的重要依据。

规划内容涵盖水电、核电、煤电、气电、风电、太阳能(000591)发电等各类电源和输配电网，重点阐述“十三五”时期我国电力发展的指导思想和基本原则，明确主要目标和重点任务，通过战略性和导向性的思路和办法，对于发展指标尽可能予以量化，对于发展目标给予清晰明确的描述，《规划》是“十三五”电力发展的行动纲领和编制相关专项规划的指导文件、布局重大电力项目的依据，规划期为2016-2020年。

随着今年去产能的效果逐渐显现，煤价持续上涨。久违的“煤强电弱”局面再次出现，那么新一轮的煤电中长期合同如何签订呢？

最新一期环渤海动力煤指数(5500大卡下水动力煤价格)报收于607元/吨，继续刷新年内最高纪录，较前一期继续上行14元/吨，实现18期连续上涨，累计涨幅达到63.6%。面对目前煤价不断上扬的态势，在拟于11月底召开的全国煤炭交易会上，发改委将力推煤电双方签订中长期合同，以期稳定市场。

     中长期协议执行率低

     由于分处产业链的上下游，一直以来煤电双方不断博弈。早在2014年、2015年煤炭供过于求，价格“跌跌不休”，煤电双方签订中长期合同后的执行率就不高。今年的市场形势则发生了逆转，煤炭供应相对偏紧且价格持续上涨。由于煤炭的价格变化影响下游企业盈利空间，今年煤电长协问题在供给侧改革的背景下显现新局面。

据中国煤炭网消息，在政府相关部门和行业协会的积极推动下，近期部分煤炭企业与用户正在积极进行中长期购销合同的协商，就煤炭订货量、价格及运力保障、合同履行、信用体系建设初步达成共识。特别是价格水平，有意向5500大卡动力煤合同基础价535元-540元/吨之间签约，随市场价格变化同比例浮动。

然而，上述基础价格与目前的市场价有一定的差距，达成协议具有一定难度，另外执行率也很成问题。

“一般在年底的时候，企业之间会签订下一年长协价格，今年有所不同的原因在于煤价的持续上涨，”卓创资讯炼焦煤分析师张敏表示：“长协在执行的过程中，执行率是一个很大的问题，由于长协价格是锁定的，不随市场的变化而波动，在煤价上涨的情况下，煤企更愿多发一些市场煤，而在煤价下跌的时候，煤企主观上就更愿意执行长协价。因此一般情况下，它的执行率不可能达到100%。另外，违约成本并不明确，使目前长协的执行更多依靠企业的自觉自律。”

除了煤电长期协议，煤电一体化也被认为是有利于构建利益共享、风险共担的煤电合作机制的方式之一。

发改委网站曾在今年5月17日正式发布《关于发展煤电联营的指导意见》，要求提高煤电联营资源利用效率，增强煤电联营专业化管理水平，提升煤电联营项目竞争力。

近年来，在国家政策引导下，我国煤电联营取得一定进展，截至2014年底，煤炭企业参股控股燃煤电站达1.4亿千瓦，发电集团参股控股煤矿年产能突破3亿吨，形成了以伊敏为代表的煤电一体化和以淮南为代表的大比例交叉持股等多种发展模式。

发改委表示，发展煤电联营，有利于形成煤矿与电站定点、定量、定煤种的稳定供应模式，提升能源安全保障能力;有利于构建利益共享、风险共担的煤电合作机制，缓解煤电矛盾;有利于实现煤矿疏干水、煤泥、煤矸石和坑口电站乏汽的充分利用，促进绿色循环发展。

“煤电一体化可以内化成本，上下游融会贯通，这样一来企业原料成本、生产成本会下降，盈利空间也会相应提高，神华、中煤、冀中能源都有自己的电厂。”张敏表示：“而目前的问题在于煤电一体化一般而言是针对大型的有实力的企业，能够做到实施煤电一体化的企业在全国范围内来看屈指可数，发展趋势是明确的，但是并不是所有的企业的都有这样的实力。”

发改委密集开会 企业带头降价

    “由于煤炭处于产业链的上游，其价格变化会给下游相关企业带来很大的影响，这也是此次煤价上涨政府高度关注的原因之一。”张敏表示。

记者从业内了解到发改委价格监督检查与反垄断局在3号下午召开“规范煤炭企业价格行为提醒告诫会”，以维护正常市场价格秩序，防止煤炭价格剧烈波动。这已经是两个月以来国家发改委第6召集相关煤企的会议。

“发改委约谈企业，要求企业不要带头涨价，保持煤价的稳定，维护正常的煤炭市场秩序。如果煤企带头降价，后期煤价上涨的速度预期会逐步放缓，但如果执行不力，还是需要发挥市场自身的作用，因此短期来看煤价依旧有上涨的空间和基础，”张敏表示。

在去产能基本面不变的情况下，煤炭行业骨干企业纷纷以降价的方式稳定市场煤价。据中国煤炭改革报报道，中煤能源集团公司决定，从11月3日起，动力煤现货价格在现有基础上下调10元/吨。此外，神华集团、伊泰集团决定，从3日起对其销售的现货煤炭价格在原基础上下调10元/吨。

“长期协议存在合同兑现率低的问题，而政策调控的局限性在于一般而言存在一定的滞后性，很难产生立竿见影的效果。”在张敏看来现存的调控方式虽然优点明确但具有不同程度的局限性。

尽管短期内的调整导致煤市火爆，但未来煤炭消费的减少是大势所趋。业内观点认为”煤控“是一项综合性很强的长期议题，仅凭政策推动煤控并不持久，还应通过建立相关配套机制，让市场充分发挥自调节作用。

记者从近期举行的“2016中国煤炭消费总量控制欲能源转型国际研讨会”上了解到，根据会上发布的“中国煤控项目”报告预测，到2020年，我国煤炭消费量应控制在35亿吨以下，而根据2015年39.5亿吨的消费水平，未来的几年内煤炭消费量还应减少约5亿吨。

新一轮电改推进速度正在加快。记者梳理发现，9月以来，短短两个月内，国家发改委密集批复北京等14个省市或自治区开展电力体制改革综合试点，福建等5个省份或地区开展售电侧改革试点，这意味着电改综合试点和售电侧改革试点范围已扩至26个省市区，基本涵盖了全国经济大省与用电负荷大省。值得注意的是，目前有些地方电改试点缺乏操作性细则，改革处于僵持、停滞阶段，众多业内人士担忧改革会出现“雷声大雨点小”的局面。

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“啃硬骨头的改革”正式拉开帷幕。在深圳、内蒙古西部、宁夏等7地开展输配电价改革先行试点的基础上，今年3月，北京、天津等12个省级电网和华北区域电网也被列入试点范围。

“力争年底前核定这些试点的输配电价并向社会公布。同时将原定2017年开展的14个省级电网输配电价改革提前到今年9月启动，计划于明年1月底完成成本监审工作。”国家发改委副主任胡祖才在此前召开的加快推进输配电价改革座谈会议上表示。

在电改基础工作全面铺开的同时，地方电改也加速落地。从9月6日到10月31日，北京、甘肃、海南、河南、新疆、山东、湖北、四川、辽宁、陕西、安徽、宁夏、上海、内蒙古的电力体制改革综合试点方案和福建、黑龙江、浙江、吉林、河北的售电侧改革方案相继获批。

记者发现，上述批复中要求各省对已组建的全资子公司模式的交易机构进行股份制改造，组建股份制交易中心。同时，在部分省份批复方案中，新增了国家能源局派出机构在电力交易机构中的职能。

而这样的明确要求还是第一次出现。在之前云南、贵州、山西等早期电力体制改革综合试点批复中，相关表述都是“组建相对独立的电力交易机构”，按照《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》，包括电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。

此外，虽然地方试点方案中都提出针对特定领域建立优先发电、优先购点制度以及电价市场化、有序放开配售电业务等类似改革内容，但也存在鲜明的地区特色。

内蒙古自治区有着蒙东、蒙西两张电网，前者由国家电网公司管理，后者由内蒙古电力公司管理。其电力改革方案中，考虑到蒙东电网公司经营亏损严重、投资能力不足、同价资金缺口较大、电价改革难度大等问题，明确了争取国家支持政策，多措并举来解决上述问题；蒙西方面则继续测算现行电价中交叉补贴额度，明确各类用户承担或享受交叉补贴水平，科学实施合理分摊和逐步消化。

而北京的电改还涉及建设京津冀统一的电力市场，要求北京市积极配合组建电网企业相对控股的京津冀电力交易机构，争取在京落地。结合有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，开展京津冀地区电力中长期市场交易和现货市场业务。

作为电改“先行军”的广东省则继续领跑全国，酝酿2017年市场建设和规则调整的相关工作，将对电力用户、售电公司参与交易进行更为严格的限定，比如，电力用户自进入市场之日起，三年内不得自行退出市场，这就意味着进入电力市场不是玩“过家家”，不能任性进出。

在地方电改潮涌之下，企业加紧布局。近日国家电网董事长舒印彪表示，新增配电业务是电力机制改革中的重要内容，国家有关部门在制定这方面的推进计划，国家电网坚决支持，也非常欢迎民营企业的参与，国家电网单独成立售电公司的工作也在进行中。据不完全统计，目前全国成立的售电公司超过600家。

“近几个月来，国家出政策的力度和频度都超出预期，但是，有些地方电改是很滞后的，要么缺乏具有实际操作性的细则，从文件到文件空转，要么就是政策上打架，设置障碍提高门槛。”某售电公司负责人告诉《经济参考报》记者，他所在的省目前没有完成一单交易，改革处于僵持、停滞的阶段。

有不愿透露姓名的业内人士也担忧地方电改在具体落实上“雷声大雨点小”，错过最好的时机。在他看来，虽然电改的根本目的不是降电价，但在当前的经济形势下，企业对这一红利很看重。而现实是，目前环渤海动力煤价连涨18周，已经破了600元/吨的大关，电厂的盈利空间被大幅挤压，甚至逼近亏损边缘，电价难降给电力交易开展造成了阻碍。