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节约用电成本 分享改革红利
“去年我们通过电力直接交易购买电量共计6400万千瓦时，每千瓦时比原先的电价便宜近5分钱，1年下来节约300多万元。别小看这300多万元，去年我们就靠‘降成本’成功实现了扭亏为盈。 ”1月11日，华润纺织合肥有限公司生产技术处主管黄有志感慨地说，近年来，由于纺织行业市场行情不景气，生产成本又居高不下，企业一度面临着亏损的窘境，而电力直接交易无疑是雪中送炭。
年用电量约4亿千瓦时——合肥京东方光电科技有限公司是不折不扣的用电大户。从2015年开始，这家公司就开始进行电力直接交易。 “2015年每千瓦时电价便宜了2分钱，给公司节约成本800万元。到了2016年，有发电厂主动找上门来谈，我们通过货比三家，加大了议价力度。当年谈的价格是每千瓦时电价便宜5.9分钱，再加上政府让利，算下来每千瓦时电价比当时的正常电价降低了将近8分钱，节省企业成本3200多万元。用电成本占公司能源成本的比例从85%降低到80%。 ”该公司110千伏变电站负责人贾小林告诉记者。
电力市场化交易是电力体制改革的核心内容之一。据省电力交易中心有限公司副总经理陈家庚介绍，安徽作为全国首批试点省，从2015年开始开展电力直接交易，电力市场交易量随之一路飙升。 2015年全省共有76家电力用户和20家发电企业通过交易平台达成交易协议，直接交易电量178亿千瓦时，减少电力用户用电成本6.2亿元。 2016年，随着电力用户准入门槛进一步降低，交易主体明显增多，交易规模进一步扩大，共有261家电力用户与25家发电企业通过交易平台开展了直接交易，完成交易电量394亿千瓦时，同比增长221%，占全年售电量的28.75%，为安徽省电力用户减少用电成本31.4亿元。 “2017年交易规模将进一步扩大，计划达成直接交易电量550亿千瓦时。 ”陈家庚说。
发电企业
主动跑市场 抢占更大蛋糕
电力市场化改革，给用电企业带来了实实在在的改革红利，而对发电企业来说，更意味着深刻的市场变革。
“以前按计划发电，电量和电价都是固定的，电厂不需要为电的销路发愁。现在放开了直供电交易，我们大部分时间都在外面跑市场。 ”1月11日，皖能合肥发电有限公司营销中心主任黄俊介绍，随着电力市场化改革的深入推进，原有的销售和定价模式正在发生改变，今后，“计划电”这块奶酪将越来越小，发电企业最终将被完全推向市场。
“我所在的部门以前叫‘计划经营部’，2015年改为‘市场营销中心’，这个变化正是电力市场化改革的印证。 ”黄俊坦言，直接交易的规模扩大，市场竞争日益激烈，发电企业纷纷主动出击，抢占市场蛋糕。 “2015年我们与5家电力用户达成直供电协议，直接交易电量达11亿千瓦时，约占总发电量的20%。 2016年我们积极拓展市场，直供电用户达到32家，直接交易电量达30亿千瓦时，占总发电量的近一半。 ”
在黄俊看来，电力市场化改革带给发电企业的，既有挑战，也有机遇。 “2016年我们发电厂总发电量64亿千瓦时，其中30%属于增发电量，完全是我们主动出击抢到的蛋糕。在下调电价、向用户让利的同时，我们通过增发电量获得额外的盈利。 ”黄俊说。
当前，火电厂机组利用率不高的现象普遍存在。以合肥皖能为例，该企业现有两台630兆瓦的发电机组，设备平均负荷率只有70%，相当于两台机组一年闲置一个半月。电力市场化交易后，有效缓解了企业“吃不饱”的现象。火电设备利用小时数是衡量火电企业效率的重要标准。据黄俊介绍，2016年前11月，全国火电设备平均利用小时数为3756小时，安徽省火电设备平均利用小时数为4055小时，同比均呈下降态势，而合肥皖能火电设备平均利用小时数达4574小时，同比增加300小时，机组利用率明显提高。
由于交易规则鼓励节能环保机组、高新技术企业、战略性新兴产业及能效标杆企业优先成交，促进了市场主体节能减排。在实际成交结果中，60千瓦级以上发电机组的成交量达72%，节能减排效果明显。以神皖安庆电厂、皖能铜陵电厂3台百万级超临界机组为例，机组中标电量达61亿千瓦时，以全省平均煤耗预测节约标煤3.2万吨，减少二氧化碳排放8.3万吨。安徽电网
搭建交易平台 做好运营服务
电力市场化改革也给安徽电网带来了深远影响。
根据国家有关意见要求，电力体制改革的核心是“管住中间、放开两头”。 “放开两头”，是指在发电侧和售电侧实行市场开放准入，引入竞争，形成多买多卖的市场格局，发挥市场配置资源的决定性作用;“管住中间”，就是加强对输配电网的监管，保障电网安全稳定运行，发挥输配一体化的优势，推动电网协调健康发展。
省电力公司经济法律部主任吴本长给记者大致梳理了安徽此轮电改的时间节点：2015年4月份，我省被列入全国第一批输配电价改革试点省;2015年底，完成成本监审和输配电价测算;2016年3月，全面应用输配电价改革成果;2016年5月，成立安徽电力交易中心有限公司，组建安徽电力市场管理委员会;2016年12月1日，国家发改委批复安徽6个增量配电试点项目。
输配电价改革，彻底改变了电网企业盈利模式。 “以前，电网是按照标杆电价从电厂采购电，再按照目录电价卖给用户，挣的是购销差价。这种统购统销模式的缺点在于反应市场信号能力较弱。电力市场化改革后，电力用户、售电公司可以和电厂直接谈电价，电网提供输配电服务，收益主要靠相对固定的过网费。当然，居民用电等仍由电网销售。 ”陈家庚表示，通过输配电价改革，国家按“准许成本加合理收益”的原则，对输配电的收入、成本、价格进行全范围直接监管，核定了电网输配电总收入和输配电价水平。
新的监管模式，倒逼电网企业加强角色转变，强化服务职能。陈家庚介绍，未来电网企业售电的职能将弱化，回归本位的输配电网运营维护职能，重点做好电力市场服务。
电力市场服务所涉及事务十分繁杂。“2017年，我们要服务的市场主体不断扩大。电力用户激增至3000多家、发电企业增长至200多家。不仅如此，我们还多了一个要服务的市场主体——售电公司。截至目前，在安徽电力交易中心注册的售电公司已有100家，他们可以直接向发电公司购电、向电力用户售电。 ”陈家庚说，为此，电网企业要搭建好管理平台、制度标准平台，制定准入规则、完善退出机制。具体来说，要积极研究电网企业服务售电公司的业务流程、服务内容和有关合同，做好受售电公司委托对客户计量、抄表、收费、核算等方面业务准备;在售电公司因某些原因不能服务客户时，电网企业要从电网状况、技术手段、人员力量上能保得住、上得去，做好兜底工作，确保用户安全、稳定用电。
