7月19日，國家能源局網站發布《國家能源局綜合司關于做好京津冀電力市場建設有關工作的通知》（以下簡稱《通知》），稱將盡快制訂京津冀電力市場建設方案，提出京津冀電力交易機構組建方案，研究市場規則和市場仿真。近日，國家發改委、國家能源局還制定了《關于有序放開發用電計劃工作的通知（征求意見稿）》（以下簡稱《意見稿》）公開征求意見。

業內專家指出，不管是京津冀電力交易機構的組建，還是有序放開發用電計劃工作，均是對9號文2015年3月發布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》及其配套文件的落實，此舉意味著一個電力交易的批發市場即將形成，也意味著電改已經從9號文及相關配套文件出臺的第一階段邁向區域和省級電力交易中心成立和電力遠期交易全面開展的第二階段。

明確“計劃電”和“市場電”

擴大“市場電”的規模，顯示了政府電改的決心。

這份“關于征求《關于有序放開發用電計劃工作的通知（征求意見稿）》意見的函”顯示，為加快發用電計劃改革，草擬了《意見稿》，征求意見的對象包括各省、自治區、直轄市發改委、經信委、能源局、物價局、中電聯、國家電網、南方電網、五大電力集團等單位，截止日期則是7月20日。

此次《意見稿》共分十一條，具體內容包括：加快組織煤電企業與售電企業、用戶簽訂發購電協議；加快縮減煤電機組非市場化電量；其他發電機組均可參與市場交易；引導電力用戶參與市場交易；適時取消相關目錄電價；不再安排新投產機組發電計劃；推動新增用戶進入市場；放開跨省跨區送受煤電計劃等。

《意見稿》明確提出要提高煤電市場化交易比例，煤電計劃電減少，存量電市場化進程加快。《意見稿》提出各地煤電機組保障執行的發電基準小時數最高不超過5000小時，為煤電機組計劃電畫出了“天花板”。同時，明確了煤電機組發電量由“計劃電”與“市場電”兩部分組成，擴大“市場電”規模，鼓勵發電企業盡快與售電公司和用戶簽訂購電協議，逐步減少“計劃電”發電量。對于簽訂發購電協議不足基準小時數的煤電企業，按照基準小時數減去直接交易小時數，乘以一定系數折算，2016年根據實際情況適當選取系數，2017年系數為80%，以后逐年減小，縮減的電量轉為市場化交易電量。

在逐漸放開發用電交易規模后，隨著市場化交易規模的擴大，市場競爭也會越發激烈，發電企業和售電公司最后拼的還是價格和獲取客戶的能力。從發電企業的角度來看，地方經濟較好、精細化管理程度較高、規模較大的發電企業將在今后搶奪下游用戶中占據成本與獲取用戶的資源優勢。而從售電公司角度來看，具備增值服務、擁有配電網或者與電網企業合資成立的售電公司則因為具有現成的客戶資源以及結算權，在今后的競爭中具備更大優勢。

涉及國網范圍內核心地帶

在除了電改快速推進的大背景下，電改風開始長驅直入此前如同鐵桶的國家電網核心地帶。

7月19日，國家能源局網站發布的《通知》中指出，華北能源監管局會同北京、天津、河北省（市）發展改革委（能源局）和政府有關部門，盡快制定京津冀電力市場建設方案，提出京津冀電力交易機構組建方案，研究市場規則和市場仿真，9月底前報國家能源局。

此前綜合電改試點、售電改革試點大多選擇南方電網省份，如廣東、重慶、云南、貴州、廣西等。國家電網范圍內的實質動作較少，此番文件直指國網核心地帶京津冀地區，要求盡快制訂電力市場建設方案，再次體現國家督促國家電網改革的決心和力度。

“此次文件還要求交易中心具備同步開展中長期和現貨交易能力為基本要求，顯示國家對現貨交易和中長期交易同等看重，京津冀電力市場建設中現貨交易和中長期交易或將同步開展。”長江證券分析師認為。

另外，《通知》指出，按照股份制模式，組建京津冀電力交易機構。長江證券分析師認為，目前國網運營范圍內的電力交易中心普遍為國網獨資有限公司。國家對交易中心的股份制模式體現電力市場交易的公平公正性，將確保價格真正引導電力資源配置，使得具備技術經濟環保優勢的發配售企業從公平競爭中脫穎而出。

今年3月北京、廣州兩個國家級電力交易中心成立以來，后續20個左右的省份也紛紛成立省級電力交易中心，電改全面提速。廣發證券分析師也認為，電力交易中心是電力市場核心的架構和基礎支撐，將承擔起電力調度、價格發現、市場競爭、促進新能源消納等職能，而多家省級電力交易中心將參與多方參股的形式。電改趨勢下多家電力設備公司轉型進入綜合用電服務領域，雖然切入點不一樣，但是把握用戶是各家公司的一致選擇，也只有把握好用戶，才能夠適應不斷演化的電改規則。

放開市場化交易電源種類

值得注意的是，如果《意見稿》通過，水電與核電進入市場化交易指日可待。

現在的電力市場化交易絕大部分為煤電，《意見稿》表示以后可按照煤電、氣電、可調節水電、核電、不可調節水電、風電及光伏的先后次序，有序放開發用電計劃，優先發電機組參與電力直接交易時，各地應制定措施保障落實。具備條件時，調峰調頻電量、供熱發電、核電、余熱余壓余氣發電等優先發電盡可能進入電力市場。《意見稿》也明確了將優先保障簽訂了中長期合同的水電、核電機組，保證其項目的穩定運行。

鼓勵多種發電機組參與市場交易，實施過程中，可按照煤電、氣電、可調節水電、核電、不可調節水電、風電及光伏的先后次序，有序放開發用電技術。具備條件時，調峰調頻電量、供熱發電、核電、余熱余壓余氣發電等優先發電也盡可能進入電力市場。

四川、云南等省份棄水棄風窩電現象比較嚴重，已經嚴重影響了清潔能源發電的效率。

市場化交易可以幫助水電企業消納富余電量，增厚公司利潤。隨著不同電源種類的準入以及電力市場化程度的加深，此前被迫棄水的水電企業將有機會通過市場化交易售電，直接增厚公司利潤。并且，由于水電與核電發電成本較低，在市場化競爭中占據一定優勢。而且水電企業成立的售電公司，掌握低成本的電源資源。

由于各電源種類發電成本不同，完全放開在同一平臺上互相競爭的概率不大。國家和各地區仍需出臺細化的配套政策明確不同電源種類的交易規則。

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