在新一轮电力体制改革大潮中，湖北用电成本能否更低?用电保供能否更稳?能源结构可否更清洁?13日，在2017年湖北省能源发展论坛上，专家学者对改革前景作了描绘。
跨区域输配电价改革，有助湖北降电价
“输配电价改革是整个电力体制改革中的硬骨头，这项改革是实现电力市场化交易的基础，是放开竞争性业务的前提。”国家发改委能源研究所副研究员李际说。
电价(即供电公司卖给用户的价格)，由上网电价(电网公司从发电厂买入的价格)、输配电价(电网公司收取的过网费)和政府性基金(可再生能源发展基金等)构成。
我省作为输配电价改革全国先期试点的5个省份之一，2016年，国家发改委核定我省2016至2018年的输配电价格为0.2374元/度，比2015年降低0.009元/度。
目前，我省一般工商业电价在每度0.83元至0.87元之间，居全国第十位。大工业电价由电度增量配电网电价和基本电价构成，其中，电度电价在每度0.5548元至0.6117元之间，综合基本电价后，我省大工业电价水平在全国排名靠前。
李际透露，下一步，国家发改委准备将输配电价改革向纵深推进，启动跨省、跨区和区域电网输配电价核定工作。
国家电力规划研究中心常务副主任吴云认为，湖北作为“缺煤少油乏气”的能源输入性地区，跨区域输配电价改革，有助于湖北进一步降低电价。
引入民资，增量配电网业务破冰
“引入民资、打破国企垄断，增量配电网业务是电力体制改革的一大难题。”华北电力大学教授、中国能源政策研究中心主任王鹏说。
2016年10月11日，国家发改委、国家能源局为鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网，发布了《有序放开配电网业务管理办法》。这意味着，在新增加的配电网业务中，社会资本可承担开发区或居民小区的区域电网建设及运维，并向用户收电费。
当年11月27日，武汉左岭新城和东风汽车公司襄阳基地被纳入国家第一批增量配电网业务改革试点，两家单位在自管辖区内，承担以往供电公司的职责。“增量配电网业务还没有彻底松绑。”吴云坦言，目前，增量配电网接入公共电网存在一定障碍，不少地方反映电网公司存在要求绝对控股的诉求，部分地方也存在变相行政指定项目业主的情况。“首先要解决技术问题。”湖北省电力勘测设计院院长吴滨表示，增量配电网要顺利接入公共电网，一定要从规划设计入手，打造智能区域微电网，实现并网、孤网运行无缝切换，具备快速隔离功能和储能系统，将区域电网对大电网的影响降至最低。
探索建立电力现货市场促进节能减排
在电力市场中，将24小时(一天)以上的交易称为中长期交易，将24小时以内的交易称为现货交易。
1月24日，湖北电力交易中心有限公司揭牌成立，由国网湖北省电力公司与国电、华电、华能、华润、国电投、湖北能源6家发电企业共同出资组建。今年前9个月，湖北电力交易中心共成交电量346亿度，力争在四季度完成350亿度的年度目标。“湖北应提早探索建立电力现货交易市场。”国网能源研究院企业战略所所长马莉说，目前，湖北的电力交易都属于“中长期交易”，而现货交易有利于激励电厂调峰发电。即，白天多发电，晚上少发电，为夜间风电释放出消纳空间，形成火电与风电的“双赢”局面。此外，现货市场还将激励用户在低电价时多用电、多用新能源发出的电，促进可再生能源消纳。
国家《电力发展“十三五”规划》提出：2018年底前，启动现货交易试点;2020年全面启动现货交易市场。“湖北在电力体制改革中需稳中快跑，更讲究改革质量，更关注运行效率。”国网湖北省电力公司总工程师吴耀文表示，“十三五”时期，希望国家能通过市场交易机制，将更多三峡电量留在湖北，优化湖北能源结构。
