关于新一轮电力体制改革路径的探索与思考

新电改前夕农网积贫积弱，或将成为配网设备行业新的增长点。农网配电设备主要有电容器及其配套设备、变压器、整流器、配电开关控制类设备、电力元器件等，农网主网网架薄弱，主变容量不足，互联互带能力较差，设备老化，供电半径长、线径偏小，线路损耗较大，配电变压器损耗高(约占农网损耗的60%~70%，电压合格率低于92%)。新电改启动后，居民电价将逐渐提升，而相应的配网配电建设和电力服务跟不上，则会导致用户偷电漏电、工业企业搬迁、居民生活水平下降等等一系列社会秩序和经济稳定的问题，因此我们认为农网改造将成为配网设备行业的新增长点。

2014年以来，国家能源局《关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知》、《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》、《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》、国办《能源发展战略行动计划(2014-2020)》等政策密集出台高调支持分布式光伏的发展。笔者认为接下来的新电改将采取相应措施保证能源政策的持续和一致性。同时，光伏、风电等分布式电源具有分散性和间歇性的特点，对电网的电能质量、控制保护、运行稳定性均带来不利影响，而“分布式+微电网”具有微型、清洁、自治和友好的良好属性，可便捷连接终端用户，就地利用电能，内部电能可基本自平衡，且能实现并网与离网模式的平滑切换。

因此，“分布式+微电网”模式将成为能源政策落地工具的不二人选，从而有效解决新能源消纳和分布式电源上网问题。新电改将促进微电网进一步发展，有望向发达国家看齐。目前，我国微电网试点项目多为着重解决大电网供电困难的偏远农牧区、海岛用电问题，搭建技术研究和实证的平台，具备微型、清洁、友好的特征，不能完全实现自治，主要原因是国内项目大多为风电、光伏等间歇式电源，储能因技术和成本因素配置相对不足，而国外一些试点项目除包括间歇式电源外，还包括燃机等非间歇式电源，自平衡能力较强。新电改推出后，在能源政策和电网投资的激励下，分布式+微电网建设可向国外成熟模式借鉴，未来有望实现弯道超车，因此我们看好分布式、微电网配套公司未来成长预期。

而新电改放开发售与增量配电侧，储能商业化可期。目前储能成本约为5~6元/千瓦时，2014年两会期间，全国工商联上交提案，建议储能电站发电电价为1.5~2元/千瓦时。电力体制的发售电侧与增量配电侧放开，民营资本参与配售，有利于储能技术在国家的补贴下发生实质性的成本下调，则电力交易机制将发生颠覆性变化，储能将应用到大规模可再生能源并网领域，以社区、工业园和城区的微网将涌现，储能市场容量有望突破千亿元级别。

电改“主人公”面临角色转换

售电端改革的主要目的是形成市场化多买多卖、供需调节的电力体制，从目前部分地区直购电试点与电力交易平台试点的情况来看，笔者认为售电端将沿着“点对点”直购电——“点对面”全国统一的竞价交易平台——“全用户、多品种”电力批发市场——“多衍生品”电力金融市场的“硬件工程”方向发展。

2013年交易电量132亿千瓦时。作为实现电力市场化的初级模式，直购电试点十年有余，并未在全国范围内正式推广，从国家出台政策的角度来看，笔者认为直购电试行是为了不断积累经验教训，为更高级的交易模式探路，从2014年相对密集的政策推出节奏看，全新的电力交易模式或将呼之欲出。