输配电价区域壁垒被打破 西部风电光电再迎利好！

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输配电价格的区域壁垒终于被打破了！西方的清洁电能可以不受限制地向外输送。这一举措无疑对西部新能源发电企业大有裨益。 最近，国家发展和改革委员会(NDRC)发布了《地区电网输电价格定价办法(试行)》、《跨省跨地区特殊项目输电价格定价办法(试行)》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，旨在打破地区壁垒，促进输配电价格“跨地区”定价。

这次推出的电价办法，标志着国家完成了对输配电价格的全面监管，管理了电力市场的中间环节，促进了发电企业与用电企业之间的直接现货交易国家发展和改革委员会有关负责人告诉记者，这次推出的定价方法已经完全覆盖了输配电价格体系，涉及到省级电网、地区电网和跨省、跨地区的特殊项目。

区域电网是指省际共享网络。跨省跨地区的专项工程主要服务于长距离、大容量的电力输送，如西电东送和新疆的电力输送。通过改革，电力市场中的买方和卖方可以在支付固定的输电和配电费用后独立协商电价。

“电网企业只收取合理的网费，在更大程度上促进发电企业与电力用户之间的直接交易，通过交易扩大市场化。”国家发改委价格司电价司司长侯守礼说。

输配电价格改革始于2015年，业内人士将电网比作电力高速公路。然而，由于缺乏收费定价标准，供需双方的电力交易并不顺畅，这也直接影响了电力交易的市场化进程。

据了解，目前中国的电力负荷中心主要集中在东部，而发电主要分布在西部。输配电价格改革完成后，将有效促进供求关系。例如，“西电东送”项目将把云南和四川省的清洁水电输送到广东；“新疆送电”工程将把新疆周边的火电和风电输送到河南等地。

侯守礼指出，所谓输配电价格改革，就是对地区电网和跨省跨地区电网的价格进行管理。通过成本监督和检查，“价格可以降低，结构可以调整后降低电价。”

据统计，输配电价格改革前后，全国电力市场化交易电量从2014年的3000亿千瓦时增加到2017年的1万亿千瓦时左右，市场化用电比重从7%上升到25%。"市场化的效果非常明显，成本监审做出了很大贡献."国家发改委价格司副司长丁杰说。

“成本监审”是此次改革的重要组成部分。自2015年以来，国家发改委陆续开展了电网企业输配电成本的监督检查，实现了全覆盖所有环节。

“这项工作第一次在全国范围内组织起来。超大型自然垄断环节的价格成本监管和考核，减少了与输配电无关的不合理费用约1200亿元，平均减幅达到14.5%。”丁杰说，在此基础上，随着电网投资的大幅增加和电力消费增长的放缓，国家最终减少了32个省级电网，允许收入约为480亿元。

也就是说，“通过对输配电成本的严格监督和考核，推进了输配电价格改革，控制了电网的中间环节。”同时，它也为两端自由化和扩大电力市场交易创造了有利条件。”她说。

此外，记者从权威人士处了解到，除了电价改革之外，天然气长输、短输、配气等全方位的价格改革即将出台，今年的管道系统也将实现全覆盖。

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分布式发电

市场化交易试点将于今年上半年启动

国家发展和改革委员会(NDRC)和国家能源局(NEA)近日发布文件，要求各地区开展分布式发电市场化交易的时间表可根据实际情况自主确定，最迟应在2018年7月1日前正式启动。

为进一步明确分布式发电市场化交易试点方案编制的相关问题，国家发展改革委、国家能源局近日发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》(以下简称《通知》)，对试点组织和分工、试点内容要求、试点方案提交等进行了说明。

根据该通知，结合已建成并接入配电网进行消费的光伏发电和分布式风电项目建设规模，以及电力系统负荷和配电网布局，计算出2018-2020年可就近消费的分布式光伏和分布式风电总规模及其年规模。

在并网和用电条件方面，试点地区电网企业将根据现有变电站、规划的改扩建和新建变电站，计算2020年底前接入配电网并就近用电的光伏发电和风电项目的接入容量。作为一项长期工作，功率平衡分析不需要根据分布式发电的预测规模和布局进行计算，而只需根据总量进行计算。提交试点方案时，各项目的消耗范围可能不确定，待试点方案启动后再逐一确定。

分布式发电的市场化交易有三种可选模式。《通知》这次补充了三种方法的细节。例如，鼓励在分布式发电项目和电力用户之间选择直接电力交易模式。分布式发电项目单位和电力用户通过合同约定交易条件，并与电网企业签订三方供用电合同。在电网企业明确自身责任和服务内容的前提下，只能签订双方电力交易合同，国家能源局将派监管机构与电网企业合作制定示范合同文本。