4月24日，全国人大审议通过了修改《中华人民共和国电力法》(以下简称《电力法》)等六部法律的决定。其中尤其受人关注的是，《电力法》删除了原第二十五条第三款中的供电营业机构持《供电营业许可证》向工商行政管理部门申请领取营业执照，方可营业。
业内人士指出，本次修改，意味着更多的售电主体将进入电力市场，鼓励社会资本投资配电业务，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。逐步放开售电侧，构建多元化的售电主体，恰好契合了新一轮电力改革的思路。
《电力法》实施20年来，《电力法》中的很多条款与现实情况之间已经出现了不少冲突，因而近年来每年召开的全国两会上，也不乏代表提出修改《电力法》的议案。随着新一轮电改的推进，此次《电力法》修订，为以后的电改推进开启了法律上的空间。
业内人士指出，随着电改的展开，后续《电力法》仍有较大的修改空间，修改进程也有望加速。
删除“先证后照” 《供电营业许可证》是指供电营业机构在经电力管理部门批准的供电营业区内向用户供电的合法许可凭证，这一制度自1996年《电力法》开始施行。
原电力部相关文件中，曾这样表述这项制度：“对供电营业区实行许可证管理制度，这是国家为了保障电力安全有序供应，防止不正当竞争而建立的一项法律制度。”
值得注意的是，本次《电力法》修改的内容，并不是取消了《供电营业许可证》的核准，只是将工商登记前置审批事项改为后置审批。业内人士表示，这是落实国务院简政放权、实行“先照后证”的一个具体体现。
换言之，今后工商行政管理部门将不再以“证”作为核发“照”的前提，企业只要领取营业执照，便可从事一般性的生产经营活动；如若打算从事需要许可的供电活动，可再向主管部门申请；在等待许可期间，企业可以开展相关筹备工作，这将为企业发展赢得大量时间。
业内人士表示，此次《电力法》修订后，从事供电活动仍需供电许可证，只是申领证照顺序颠倒了而已。
事实上，早在2013年7月，《国务院关于取消和下放50项行政审批项目等事项的决定》（国发〔2013〕27号）便开始对电力业务许可证核发进行改革，将其与供电营业区的设立、变更审批及供电营业许可证核发整合为一项行政许可，并下放区域能源监管机构。去年4月，国家能源局进一步完善了输、供电类电力业务许可证颁发工作，将供电类电力业务许可证申请条件中“具有经有关主管部门批准的供电营业区”调整为“具有供电营业区双边达成的划分协议书或意见”。
4月27日，方正证券电力设备高级分析师周紫光发布研究报告称，和《电力法》同期修改的《动物防疫法》与《就业促进法》，里面的内容都是涉及到申请行政许可的顺序问题，主要目的是落实2014年国务院“先照后证”改革精神。所以此次《电力法》修改不宜过度解读，但后续《电力法》仍有修改空间。
售电主体入市门槛降低
新一轮电改鼓励社会资本投资配电业务，提出按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。
业内人士认为，随着电力大用户直接交易试点工作不断推进，并按照售电侧逐步放开的电改方向，使得对《电力法》第二十五条进行修改成为业内人士近些年呼吁的焦点。此次全国人大常委会《电力法》修订案删除了将取得供电营业区许可作为工商设立登记的前置性许可要求，无疑契合了国务院关于进一步取消工商设立前置许可的改革要求，不仅符合行政许可设立的必要性和合理性的基本原则，而且也为后续改革留下了余地。专家指出，该条的其他款项尚需根据电改的新要求作进一步修订。
专家指出，此次《电力法》修改只是整个修法过程中的一小步，仍有很大的修改空间，接下来应该还有很多修改之处。单就此次删除第二十五条第三款而言，意味着售电主体进入市场的门槛降低，在工商部门登记注册并取得售电许可牌照后，即可开展售电业务。
在新电改方案（即《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中，售电侧改革是重要内容。售电侧放开将使得同一区域内出现多个售电主体，并且进一步促进电力市场的形成。《电力法》先行在“先照后证”方面的修改，将有利于部分计划开展售电业务的公司提前准备相关业务，为后续争取售电牌照，开展实质性售电经营业务做好准备。业内人士认为，这次修法将为售电侧改革打下法理基础，后续相关配套文件的出台和电力法的进一步修改值得密切关注，这些将有益于分布式发电、直购电、自供电、售电等电力市场化的建设，前期值得看好。
电力改革前进了一小步 1996年开始实施的《电力法》，在很多条款方面已经不能适应新环境，修改《电力法》成为业界共同呼声。但此次修订还没有涉及区域内独家供电等核心问题，主要属于简政放权的措施。其意义在于简化了工商审批流程(未来售电企业申领供电营业许可证后即可营业)。
专家指出，当时出台的《电力法》是建立在计划经济基础上的，很多条款的内在理念都与现在的电力市场运行情况相悖。如今中国开始了新一轮电改，目前国内的法律学术界以及电力从业者都认为，《电力法》的修改应该和电改的思路一脉相承。
电力改革的方向清新明确，可以预见，继输配电价试点、直购电试点后，售电侧的放开试点应是下一步的探索方向；《电力法》的修订，还会继续，而且其力度应该更大。
售电放开后，售电牌照、准许证的争取可能成为行业参与者与市场热点，有条件的参与者会越来越多地为用户提供有价值的产品、服务和增值业务。对装备企业而言，向服务、新市场及总包转型是个方向。
仍有继续修法空间
《电力法》自1995年12月颁布，1996年4月1日开始施行。
据了解，全国人大在2003年就将修改《电力法》纳入了立法计划，《电力法》的修改已八易其稿，仍无定论。
2014年6月3日，国家能源局法制和体制改革司召开了《电力法》修订稿汇报会，这是官方最近一次讨论修改《电力法》。
专家指出，现在是新电改倒逼着《电力法》进行加快修改。此前《电力法》修改过程之所以如此坎坷，是因为电力行业在不断发生着变化，现在进行的电力体制改革又提出了很多新内容，《电力法》也需要将诸多条款进行修改，体量比较大。
业内人士认为，本次修改只是修改《电力法》过程中的一小步，接下来还有很多修改之处。
比如说，第二十五条第二款中“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”的规定，已成为我国分布式能源发展的直接障碍。国家能源局在2013年出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》提出，“在经济开发区等相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。”但是，按照《电力法》“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”的规定，分布式光伏项目直接售电属于违法行为。同时，该条规则与电改“放开售电侧、增加市场主体”的精神明显相悖。
在业内人士看来，现在国家鼓励推行的“大用户直购电”，这也同样是本轮电改的主要内容之一，其思路就是让发电企业直接对接用户企业直接签订购用电销合同。但是按照《电力法》的规定，发电企业又不具备供电的资格。
专家表示，接下来《电力法》还有很多内容需要修改，其进程也将加快。完善《电力法》的最终目的就是构建现代电力监管制度、实现政府对电力行业的有效监管，这也能为电力市场化改革获得成功提供制度性保障。
●相关报道
政策不明朗 分布式能源发展踌躇不前
安娜 仲蓓
近日国务院印发《关于加快推进生态文明建设的意见》再次明确，发展分布式能源。“分布式能源作为未来的发展方向，将重构中国能源格局”已成业界共识。在北京举行的第十八届科博会“中国能源战略论坛”上，与会专家与企业一致看好分布式能源的发展前景，但同时也指出，因市场刚刚起步，配套条件不完善，特别是政策细则尚未明朗，仍“不敢大步向前”。
分布式能源国内大有发展空间 无论是刚刚结束的广交会，还是正在此间召开的科博会，新能源企业在提到未来的规划时，都不约而同地指向分布式能源。
“事实上分布式能源的起步发展，主要得益于国家的鼓励政策。”国网能源研究院新能源与统计研究所博士黄碧斌表示。
自2011年开始，国家就加大了对分布式能源的扶持力度，出台包括《关于发展天然气分布式能源的指导意见》、《分布式发电管理暂行办法》、对分布式光伏发电自发自用电量免征政府性基金等多项鼓励政策。
2014年9月，国家能源局下发《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，进一步扩大分布式光伏发电定义的范围，首次提出分布式光伏电站的概念，标志着分布式能源发展正式步入正轨。
今年3月15日，中共中央国务院下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出，要建立分布式电源发展新机制，主要采用“自发自用、余量上网、电网调节”运营模式，全面放开用户侧分布式电源市场。4月25日，国务院印发《关于加快推进生态文明建设的意见》再次强调，发展分布式能源。
从分布能源发展的现状来看，国家能源局统计数据显示，截至2014年底，分布式光伏发电累计装机容量467万千瓦，年度新增205万千瓦，分别占光伏发电累计装机容量和新增容量的17%、24%。这与2014年《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》中提出的，到2020年，光伏装机达到1亿千瓦左右，其中分布式光伏约占60%，仍有较大差距。
与会专家认为，这表明分布式能源在国内具有较大发展空间。
与此同时，在分布式能源领域，如汉能等实力较强的大企业和一些外资企业，早已通过并购和引进等多种方式储备新技术，只待政策彻底放开，配套完善。
政策细则不明朗 企业踌躇不前 从政策出台的密集程度和内容来看，国家对支持分布式能源发展的思路和决心是明确和坚决的。但因政策细则尚不明朗，企业仍多在观望中等待。
“尽管国家政策的大方向是好的，但是现在的政策多是框架性的，真正做实务的时候，你就会发现，鼓励和效果之间还有距离，还是期待细则。”西翼新能源国际集团高级销售经理金焱在科博会现场媒体记者表示。
西翼新能源国际集团作为一家外资公司，目前正在北京马驹桥物流仓储基地做一个250千瓦的太阳能屋顶项目。种种制约，目前西翼新能源国际集团分布式能源的项目仍面向国外市场，国内市场占比仅1／20左右。
“我们有很多项目，但是在国内要靠贷款融资，做起来就不赚钱了，利息成本太高，引入投资者的话，在中国投资者一般要求3~5年回收成本，但分布式光伏的收益周期可能要6~8年，比较困难。”金焱说。“再说余电交易，目前的余电只能上网，用户与用户之间很难实现平级交易，一是没有交易平台，另外用户本身没法开电业局的发票，企业购电无法凭票计入用电成本，财税体制也是一大障碍。”
据黄碧斌介绍，中央在制定分布式发电开发利用的总体安排时，由于没有明确到各个省份，也未明确建设时序，精细化程度不高，对各地方分布式电源发展指导性相对较弱。
现有鼓励高电价用户优先自用、抵扣下网电量的政策本质是减少国家对分布光伏发电的补贴标准，由电网企业进行“暗补”，容易出现逾期收益不稳定、融资难的问题。
同时，目前分布式发电用户多为民营企业，其用电量容易受经济形势和企业经营状况影响，银行业对分布式发电项目融资持谨慎态度。
政策与技术融合力度待加大
“我国分布式能源起步较晚，要实现科学发展需要进一步加强统筹协调。”中国电力企业联合会规划与统计信息部副主任游敏在论坛上表示。“必须制定清晰的发展战略和规划来引导有序发展，同时制定系统的分布式能源产业政策。”
黄碧斌强调，在全国规划总量目标的基础上，尽快落实分省的分布式发电规划目标，做到全国规划与地方规划的时间和空间布局统一，是当前我国分布式发电发展面临的现实问题。
在具体的政策制定上，也可借鉴国外经验。在分布式电源发展初期，许多国家都采用投资补贴政策，后来逐渐过渡到电价补贴。
例如，德国1991年实施的“1000屋顶计划”和1998年实施的“10万屋顶计划”都是采用的初投资补贴。美国加州的“BuyDown”政策，即初投资补贴政策，补贴比例在50%左右。日本1995年实施“新阳光计划”，第一年的项目补贴初投资的50%，以后新上项目的补贴比例逐年递减10%，直到2005年才取消了初投资补贴。
在天然气分布式能源补贴政策方面，丹麦自20世纪80年代以来就制定了《供热法》《电力供应法》和《全国天然气供应法》，在法律上明确予以保护和支持。日本通过投资补贴和税收优惠政策，而非固定上网
电价政策促进行业发展，政府一般还会定期根据技术和经济情况对补贴力度进行评估和调整。
综合国内外的情况，“应将行业发展规划、财政补贴政策、能源价格政策、鼓励技术研发及设备国产化政策、进出口税费政策、项目规划与评估政策等综合起来统筹考虑，逐步形成一整套适应分布式能源特点的、系统的电力管理体系、市场机制和技术支撑体。”中国分布式能源产业联盟秘书长蒋芸建议。
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国务院日前发布的《关于推进国际产能和装备制造合作的指导意见》要求，积极与有关国家开展核电领域交流与磋商，推进重点项目合作，带动核电成套装备和技术出口。积极参与有关国家风电、太阳能光伏项目的投资和建设，带动风电、光伏发电国际产能和装备制造合作。积极开展境外电网项目投资、建设和运营，带动输变电设备出口。 （资料图片）
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