新电改或将开启可再生能源的微网时代
对于风电、太阳能、生物质能等可再生能源而言，本轮电力改革最大的冲击，可能就是在输配以外的经营性电价放开之后，其将不得不与水、火、核等较为成熟的传统电力进行正面竞争。目前看来，上述可再生能源在成本及稳定性上还无法与水火电相比，鉴于当下中国电力市场处于过剩局面，可以预见未来的竞争将会更加激烈，这将成为可再生能源面临的主要挑战。
不过，值得注意的是，在经营性电价放开方面，9号文选择了相对平缓的“有序放开”方式，固然力度不如业内预期，但风电、太阳能、生物质也由此获得了一些发展时间，这期间其竞争力的提高应由以下三方共同努力：组件装备企业应提升技术水平，在不影响产品质量同时降低其价格;发电企业应提高管理水平，压缩工程造价及度电成本;各级政府则应着手完善适合于本地的相关机制，以确保可再生能源的并网消纳。
正如“危机”一词中既包藏“危”又蕴含“机”，新电改中亦不乏可再生能源的发展机遇。九号文明确要放开用户侧分布式电源建设，其中包括风能、太阳能、生物质、燃气热电冷联产等，辅以电网盈利的新模式，以及新增配售电市场的放开，未来分布式可再生能源将有望成为部分企业或工业园区的电力来源，或许可借此开启中国可再生能源的微电网时代。
总体而言，9号文对于可再生能源还是给予了不小的关注，预计未来一段时间，包括可再生能源配额在内的多项配套政策有望陆续出台，在其共同作用之下，市场化与清洁化两条主线同时推进，将成为新电改时代最为明显的特征。
(孙航 作者供职于中国能源经济研究会)
电改万亿市场有望一触即发
随着电改政策出台，全国 5.5 万亿度售电对应的万亿元级别市场即将开启，具备电改先行条件的全国各省区域性电力平台有望受益发、售电两端改革。
由于用电量大、用电成本高，广东省电改进程领先全国。我们认为，广东省的电改模式揭示了新一轮电改的路径。拥有多元电网输配端和供电能力过剩的地区或将是率先开展新一轮电改的试点地区。
内蒙古电力资源丰富，最容易开展输配电改和市场化交易。由于拥有非独家垄断的输配端形态，且发电能力过剩，我们判断内蒙古或将开展输配电改、扩大经营性电价市场化的综合电改。
云南省和东北三省供电能力过剩，或将扩大经营性电价市场化规模。
四川、陕西和山西等拥有省级地电企业的省份更易开展输配电价改革。独立于国家电网及南方电网的地方电力公司，目前主要有蒙西电网、陕西地电、广西水利电业、四川水电投资、山西国际电力和新疆建设兵团等 6 家，合计经营 13 个地级市电网和近 400 个县级电网。 其中蜀、陕、晋三地拥有大型的独立省级地电企业， 在各自省内拥有较大规模的发电、输配电市场。多元的输配端形态使得政府更易监控和核定输配电力成本，为开展输配电改提供基础。
新电改三个确定的逻辑分别是发电端(上网电价)有望率先引入市场化机制;售电侧(售电价)或采取多元化方式引入竞争。6 类企业或成为新的售电主体，独立配售电资源企业和发电企业由于已有销售渠道和生产优势，更利于涉入售电市场业务;电改是电价改革，长期看有利于降低全社会用电成本，改善下游全产业链(原材料、制造等环节)盈利水平。
(韩启明 作者系上海申银万国证券能源分析师)
