17日消息  作为电力改革“催化剂”的直购电改革似乎开展得过于缓慢,去年3月确定的15家试点企业中仅有两家最终顺利开展试点。
　　上周五,电监会对此回应说,试点推进仍存三大影响因素,但改革方向未变,并透露考虑进一步扩大试点范围。
　　在《电力监管年度报告》新闻发布会上回答《第一财经日报》记者提问时,电监会新闻发言人谭荣尧坦言,去年一年只有12家企业上报了试点方案,但批不下去的原因是,这些方案缺乏实质内容,特别是缺少输配电价标准,达到电监会要求的并不多。
　　直购电交易必须要有较目前更有竞争力的输配电价才能使电力交易双方获益,但地方实际上报的情况却恰恰相反。谭荣尧透露说,从试点开展的情况看,输配电价的测算工作进展缓慢,“有些地方已经测算出来的水平偏高”。
　　除了输配电价核算因素之外,谭荣尧也表示,如何同地方自行推行的大用户直购电衔接也是需要解决的问题。
　　国家开展直购电改革之初,地方政府态度十分积极,特别是云南、贵州、广西、四川、山西、内蒙古、陕西等中西部能源富集地区。当时受国际金融危机影响,这些地区电力消费普遍下滑,于是一些地方自行订立的直购电试点方案中,或者扩大了试点范围,或者借推行直购电的名义变相实行了优惠电价。针对这一情况,去年5月份,电监会和发改委组成联合调查组对十个省份的地方优惠电价进行了督查和清理,随后提出了大用户直购电交易的规范性合同文本。
　　谭荣尧表示,大用户直供电还需要突破地方政府为发电企业制定的发电量计划约束,分电的方式也要有改变。
　　在很多电力行业内部人士看来,或许电力供求形势变化也是影响改革推进的一个变量。去年电力消费不足,电厂卖电积极性高,今年经济企稳回升、电力消费激增,可能会影响到电厂卖电积极性,所以相应的输配电价需更有竞争力。
　　配合发改委对输配电价的核定和披露工作,谭荣尧称,一旦输配电价有了,直购电方案进行的速度要加快,电监会也在考虑进一步完善相关的政策,考虑扩大试点的范围。
　　“不仅是企业可以进入,还有符合国家产业政策的整体项目和高新园区作为大用户参与直购电交易,但前提还是严格执行市场准入关,尤其是近期的节能减排政策。”谭荣尧表示。
　　所谓大用户直购电工作,是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格,然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配终端购电大用户,并另支付电网企业所承担的输配服务价格。直购电工作是对现有电力销售机制的一种改革尝试,按照改革的初衷,直购电既能打破电网企业独家买卖电力的格局,在发电和售电侧引入竞争机制,同时也能减少发电企业和用电企业交易的中间成本,并为后续电力改革铺路。