電改無疑將給新能源帶來巨大的發展空間，但是光伏發電在國家能源結構中要想占有更大的份額，就必須注重融資、模式、技術的創新，就必須回歸市場經濟本質要求。

電改關鍵詞：開放

總體看，今年9號文對新一輪電力改革進行了部署，重點和路徑是“三放開一獨立三強化”：有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃;推進交易機構相對獨立;進一步強化政府監管，進一步強化電力統籌規劃，進一步強化電力安全高效運行和可靠供應。

電價改革

第一步是單獨核定輸配電價，第二步是分布實現公益性以外的發售電價格由市場形成，第三步是妥善處理電價交叉補貼。

輸配電價逐步過渡到按“準許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定。國家發改委、國家能源局在6月出臺的《輸配電定價成本監審辦法(試行)》明確指出，“輸配電定價成本包括折舊費和運行維護費。折舊費指按與輸配電服務相關的固定資產原值和一定折舊率計提的費用，并對不得列入輸配電定價成本的情況進行了詳細的規定。深圳、蒙西、寧夏等輸配電價試點方案都給出了詳細的計算、歸集辦法。大家可參考分析。

總的趨勢很明顯，就是電網以后花錢要更加注重效益了，政府對準許成本的監管將直接影響到電網公司的“錢袋子”。還有一個問題是理清電價交叉補貼，確保直接參與市場交易和不直接參與市場交易的市場主體之間的公平。

交易體制改革

市場準入方面，將按照電壓等級、能耗水平、排放水平、產業政策以及區域差別化政策等確定并公布參與直接交易的發電企業、售電主體和用戶準入標準;省級政府按年度公布當地符合標準的發電、售電主體目錄。

交易機制方面，引導開展多方直接交易，鼓勵建立長期穩定的雙邊市場模式，建立輔助服務分擔共享機制(含用戶主動需求響應)，完善跨省區電力市場交易機制(提出探索電力期貨、電力場外衍生品交易等電力商品的金融屬性開發，值得關注，特別是在大宗商品交易、金融市場活躍度高的地區，如深圳在此方面的嘗試)。

相對獨立的電力交易機構方面，電力交易機構從電網企業中與其他業務分開，實現相對獨立運行，其主要職能是負責市場交易平臺的建設、運營和管理，負責市場交易組織，提供結算依據和服務，匯總用戶與發電企業自主簽訂的雙邊合同，負責市場主體注冊和相應管理，披露和發布市場信息等。而電網企業主要從事電網投資運行、電力傳輸配送、負責電網系統安全，保障電網公平無歧視開放，按國家規定履行電力普遍服務義務。

目前，國網和南網對于交易相對獨立持有不同的觀點，前者認為交易應該留在電網內，至少未來的交易機構應該由電網公司控股;后者認為交易機構可以完全獨立于電網。

發電計劃改革

有序減少發用電計劃，鼓勵新增工業用戶和新核準的發電機組積極參與電力市場交易。積極開展電力需求側管理和能效服務，培育電能服務、實施需求響應等。

向社會資本放開配售電業務

這是一個萬億級的市場!

首先是“新五類”主體：允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區，組建售電主體直接購電;

鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售;

允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易;

鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務;

允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場。

其次，電網企業將無歧視向售電主體及其用戶提供報裝、計量、抄表、維修等各類供電服務，承擔保底供應商責任。鼓勵售電主體向用戶提供合同能源管理、綜合節能和用能咨詢等增值服務。

對于電網而言，假如很多售電業務的收費、結算都繞過電網公司，對后者的現金流將造成重大影響!但售電市場開放還存在很多不確定性因素：售電公司的門檻有多高(如注冊資本金與業務范圍的關系)?電網公司可否開展競爭性售電業務?發電公司開展售電業務的影響有多大?民營售電公司如何通過金融運作、業務多元、增值服務等手段與具有電網背景的售電公司競爭?……總之，售電公司不僅是技術、人才、商業模式的競爭，更是資本的盛宴!

電改與新能源

對于新能源(含分布式光伏)來說，9號文的出臺帶來了諸多利好。

首先，將可再生能源和分布式能源系統作為我國優化能源結構的重點方向，其戰略地位大大提升。

在發展原則中的“堅持節能減排”一條，就明確提出“推動電力行業發展方式轉變和能源結構優化，提高發展質量和效率，提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例”。這就要求我國要將站在戰略的高度、采用長遠的視野，謀劃新能源和分布式光伏產業的發展，注重產業升級、技術創新、政策完善。

其次，擁有分布式電源將使很多主體從單一的“消費戶”轉變為“產消者”，參與市場交易與競爭。

9號文在“多途徑培育市場主體”部分提出，“允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易”。參與競爭和交易，最終還是要按照市場規律行事。

一是分布式電源主體要積極通過提高技術水平、運維水平、管理水平等降低成本，最終要脫離政府補貼的“呵護”，在價格上與其他形式的電源可以實現電網平價;二是分布式電源主體應學會如何利用規則，如學會采用項目評級、擔保、融資、碳稅等金融手段，搶占上位;三是分布式電源技術應該變得更加“親民”，即它應該是更加模塊化、標準化、定制化、簡便化和即插即用的，應該變得更加容易被廣大用戶，特別是居民用戶所熟知、所喜愛，這樣，分布式電源才能有勃勃生機!

再次、新能源和分布式光伏在享有政策呵護的同時，應該承擔起更大的電網運行責任和義務。

9號文提出，“開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制”，“積極發展分布式電源”，“支持新能源、可再生能源……機組上網，積極推進新能源和可再生能源發電與其他電源、電網的有效銜接”等。政策的支持傾向非常明顯。但是換位思考，這對電網運行和傳統電源將帶來怎樣的影響?

例如，“十三五”末，我國太陽能發電裝機將達到1.5億千瓦，今后每年有2500萬千瓦左右新增發電裝機，加上每年新增的幾千萬千瓦的風電，這需要電網匹配更多的調頻調峰電源或儲能裝置，需要安裝更多的電壓控制、電能質量控制裝置，更需要傳統電源騰出一定的市場空間。從倫理上講，如何幫助實現“源、網、荷、儲”的高效協調，如何幫助化解由于傳統電源發電小時數下降造成的設備效率、人員收入、社會穩定等問題，也是我國在支持發展新能源和分布式光伏的同時，需要考慮的重大問題。

★補貼問題呼喚分布式電源發展新機制

當前光伏發電發展迅速，帶來的一個大問題就是電價補貼問題。根據發改委規定：“光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫等環保電價)的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼。

對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅)，通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付;其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。”

但由于近年分布式光伏發電量迅猛增長，電網墊付的資金量非常大。近期電網公司就要求下屬單位開展分布式電源項目抄表結算工作和“全額上網”分布式光伏發電項目補助標準參照光伏電站相關政策規定執行的解釋工作。當前地面電站拿到補貼要等15個月(由國家財政支付)，而全額上網的分布式光伏拿到補貼僅需要3個月(由電網企業墊付，周期短，現金流好)。但目前，由于補貼量很大，電網承擔的支付壓力較大，加之有些分布式發電項目沒有納入目錄，所以不能及時得到財政撥款，所以才出現了電網企業執行墊付補貼的困局。

未來，分布式電源規模的不斷增加，會倒逼相關政策進行調整的，現在的支持力度越大，規模上來得越快，帶來的困難也越大。“時機”很重要，如何在一個合適的規模下適時開始政策調整，將是考驗政府和產業界的重大問題!

總之，對于光伏發電的未來，我充滿信心!我國太陽能資源豐富，光伏產業鏈完整、成熟，光伏發電的商業模式多樣，貼近用戶，建設周期短，形式多樣，是在發電領域實現金融創新、模式創新、技術創新的最佳選擇。當然，光伏發電在國家能源結構中要想占有更大的份額，就必須注重融資、模式、技術的創新，就必須回歸市場經濟本質要求，就必須在脫離政策“呵護”的條件下與傳統電源公平競爭。