一、本轮电改的主要内容

　　2015年是我国电力发展史上的一个转折时期。国务院于3月18日下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，这是继2002年《电力体制改革方案》时隔13年之后重新开启的新一轮电力体制改革。

　　本轮电改在前期改革所形成的单一买方市场模式的基础上，按照“放开两头，管住中间”的改革思路提出了“三放开、一独立、三加强”的改革核心路径，目标是构建更广泛的竞争性市场体系，形成市场化电价机制，促进市场主体多元化。本轮改革的方向是批发竞争模式，与此对应的发输配售四环节以及电价体系等方面都将发生根本性变化。

　　发电环节，随着电网职能转变，发电企业将通过电力交易中心直接向下游用户进行销售。本轮电改计划逐步建立以双边交易为主的中长期市场以及以交易中心交易或直接调度为主的现货市场和辅助服务市场，实现企业电能销售与市场的接轨，接受市场定价与竞争。

　　输电环节，电网企业集电力输送、电力统购统销、调度交易为一体的状况将得到改变，转而主要从事电网投资运行、电力传输配送等;交易中心将从电网企业划分出来接受政府监管，保持相对独立，保证电网公平无歧视开放;辅助服务将从电网统一调配模式改为市场交易模式并按有偿原则进行定价。

　　配售环节，本轮电改将逐步放开配售电业务，打破电网企业输配售一体的市场格局，培育配售电市场主体，形成真正意义上的批发竞争市场模式，并借此促进分布式能源发展。

　　在价格体系方面，电改将在合理厘清交叉补贴的基础上逐步放开发电侧和售电侧电价，意味着目前实施的各类发电侧电价及售电侧电价体系将随着发电计划的逐步缩减而取消，参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定;输配环节电价将按“准许成本加合理收益”原则由政府核定，电网企业不再赚取“价差收入”，转而向用户收取“过网费”。

　　二、本轮电改对核电企业的影响分析

　　目前，核电机组通常作为基荷电源稳定运行，电网作为终买方按计划收购核电所有上网电量，核电企业市场关联度不强。而随着电网职能的转变、发售电侧放开以及市场化程度的不断加深，本轮电改背景下核电企业的权责边界发生了根本性变化，并由此影响核电企业在售电管理、成本管控、报价策略、投资布局、风险控制等各方面。

　　售电管理

　　电改首先改变的是发电企业的售电业务，以往完全依靠计划部门分配发电指标及电网调度的销电方式需转变为更加复杂的主动型售电管理，而核电企业因其技术特殊性又有其独有的特点：首先，核电机组容量大、发电稳定性要求高，是中长期电力市场的主要参与方，以大用户为主体的双边交易模式是核电售电的主要手段。

　　因此，核电企业应尽早取得市场交易主体资质，开展双边交易的探索，与区域内符合产业政策、经营效益较好的大用户建立战略合作伙伴关系，超前培育和发展用户群体，大程度争取电力市场份额，用较高的负荷因子压低度电成本，形成对煤电的度电成本优势;

　　其次，核电机组的特性决定了市场上难以找到与核电机组负荷特征完全匹配的用户群体，市场开发难度较大，单个核电企业应对市场的手段有限，因此需尽早成立售电公司，结合当地电力市场特点及规律优化企业间及集团内部发电、售电规划组合，统筹售电策略，优化核电企业参与现货市场、辅助服务市场的行为策略，提升电能总体消纳水平。

　　投资布局

　　以往核电企业投资决策大多局限于核电领域，而随着与电力市场的接轨，单一的核电电源结构因其难以应对市场变化致使竞争力下降，发电企业电源结构的市场匹配度将成为电力企业竞争力的重要支撑。

　　因此，核电企业的投资布局需拓宽至其他电源类型，结合区域电力市场特点，制定多元化的投资布局战略，例如参股或控股抽水蓄能、气电等调峰机组，提升企业电能消纳整体水平，形成以核电为基础，多种电源为补充，布局合理，结构优化的多元化发电集团企业。

　　成本管控与价格策略

　　面对市场化的定价体系，核电企业成本管控也出现了新的内涵，一方面，核电企业必须不断提升成本管控水平，提升市场竞争力，维护客户群体及市场份额;同时，更为重要的，核电企业需核算机组满功率、低功率、调峰、停堆等不同工况下的成本结构，以制定本企业参与双边市场、发电权交易市场、现货市场、辅助服务市场、甚至参与用户需求侧管理的价格策略。

　　一言以蔽之，电改背景下，如何理解灵活的市场竞争机制，根据自身的发电结构、能力与成本，采取为有利的市场博弈策略进行发电报价是各核电企业面临的重大课题。

　　市场风险控制

　　与其他电源相比，核电项目从选址、基建到商运时间跨度较大，难以对商运后的电力市场进行预判，且运营成本结构中固定不变成本占比较高，若核电电价完全取决市场，核电经济性将完全敞口于电力市场供需变化以及煤炭、石油等能源价格波动的风险中。

　　核电企业一方面需尽可能利用电量长期市场锁定价格，条件成熟时利用电力衍生品市场规避风险，同时需要结合电改的推进，尽量争取核电电量消纳和电价保障的相关配套措施，提升核电应对市场风险的抵御能力。

　　综上所述，电力体制改革对核电企业既是机遇也是挑战，其核心是企业市场竞争力的提升，表现为售电服务质量、电源结构实力、成本管控措施、报价策略水平及风险控制手段等各方面，核电企业需不断强化市场化经营与管理能力，才能在本轮电力改革中占得先机。

　　中共中央 国务院

　　关于进一步深化电力体制改革，解决制约电网220千伏及以上线路回路长度达到57.2万千米，220千伏及以上变电容量达到30.3亿千伏安，电网规模和发电能力位列世界。二是提高了电力普遍服务水平，通过农网改造和农电管理体制改革等工作，农村电力供应能力和管理水平明显提升，农村供电可靠性显著增强，基本实现城乡用电同网同价，无电人口用电问题基本得到了解决。三是初步形成了多元化市场体系。在发电方面，组建了多层面、多种所有制、多区域的发电企业;在电网方面，除国家电网和南方电网，组建了内蒙古电网等地方电网企业;在辅业方面，组建了中国电建、中国能建两家设计施工一体化的企业。四是电价形成机制逐步完善。在发电环节实现了发电上网标杆价，在输配环节逐步核定了大部分省的输配电价，在销售环节相继出台差别电价和惩罚性电价、居民阶梯电价等政策。五是积极探索了电力市场化交易和监管。相继开展了竞价上网、大用户与发电企业直接交易、发电权交易、跨省区电能交易等方面的试点和探索，电力市场化交易取得重要进展，电力监管积累了重要经验。

　　同时，电力行业发展还面临一些亟需通过改革解决的问题，主要有：

　　一是交易机制缺失，资源利用效率不高。售电侧有效竞争机制尚未建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用难以发挥。节能高效环保机组不能充分利用，弃水、弃风、弃光现象时有发生，个别地区窝电和缺电并存。二是价格关系没有理顺，市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。三是政府职能转变不到位，各类规划协调机制不完善。各类专项发展规划之间、电力规划的实际执行与规划偏差过大。四是发展机制不健全，新能源和可再生能源开发利用面临困难。光伏发电等新能源产业设备制造产能和建设、运营、消费需求不匹配，没有形成研发、生产、利用相互促进的良性循环，可再生能源和可再生能源发电无歧视、无障碍上网问题未得到有效解决。五是立法修法工作相对滞后，制约电力市场化和健康发展。现有的一些电力法律法规已经不能适应发展的现实需要，有的配套改革政策迟迟不能出台，亟待修订有关法律、法规、政策、标准，为电力行业发展提供依据。

　　深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关我国能源安全和经济社会发展全局。党的十八届三中全会提出，国有资本继续控股经营的垄断行业，实行以政企分开、政资分开、特许经营、政府监管为主要内容的改革。《中央全面深化改革小组2014年工作要点》、《国务院转批发展改革委关于2014年深化经济体制改革重点任务意见的通知》对深化电力体制改革提出了新使命、新要求。社会各界对加快电力体制改革的呼声也越来越高，推进改革的社会诉求和共识都在增加，具备了宽松的外部环境和扎实的工作基础。

　　二、深化电力体制改革的总体思路和基本原则

　　总体思路

　　深化电力体制改革的指导思想和总体目标是：坚持社会主义市场经济改革方向，从我国国情出发，坚持清洁、高效、安全、可持续发展，全面实施国家能源战略，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系，为建立现代能源体系、保障国家能源安全营造良好的制度环境，充分考虑各方面诉求和电力工业发展规律，兼顾改到位和保稳定。通过改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化，调整产业结构，提升技术水平、控制能源消费总量，提高能源利用效率、提高安全可靠性，促进公平竞争、促进节能环保。

　　深化电力体制改革的重点和路径是：在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划;推进交易机构相对独立，规范运行;继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究;进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。

　　基本原则

　　坚持安全可靠。体制机制设计要遵循电力商品的实时性、无形性、供求波动性和同质化等技术经济规律，保障电能的生产、输送和使用动态平衡，保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，提高电力安全可靠水平。

　　坚持市场化改革。区分竞争性和垄断性环节，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。

　　坚持保障民生。结合我国国情和电力行业发展现状，充分考虑企业和社会承受能力，保障基本公共服务的供给。妥善处理交叉补贴问题，完善阶梯价格机制，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生。