看电力改革如何演绎光伏风电平价上网三部曲？

本次电改方案的重要目标之一是推动能源转型，而能源转型的核心是提高可再生能源的比重。在本次发布的6份配套文件中，对可再生能源在新的形式下的发展路线进行了系统的规划，为可再生能源行业指明了发展方向：

政策保障→有限市场化→全面市场化

第一步：配套文件从整个电力系统层面对可再生能源设计了发、送保障制度

　　1.保障性足额收购

此次电改配套文件对分布式风电、光电源给予了足够的重视，“拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争”。分布式电源将是未来可再生能源发展的重要方向。

2.可再生能源优先发电和统一调度

我国目前整体经济下行压力较大，电力消费供大于求，尤其对于工业薄弱的西北地区，在特高压外送线路容量有限的情况下，建设在此地的大型集中式光伏发电、风力发电正经受着弃光弃风的考验，此次电改配套文件，结合之前发布的《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，建立优先发电制度，并通过统一预测出力，做好电力电量平衡，促进清洁能源优先上网：

“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电”。坚持节能减排和清洁能源优先上网。在确保供电安全的前提下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能源发电上网，促进清洁能源多发满发。”

“调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测，做好电力电量平衡工作，……在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网。”

同时，政府用行政手段明确“修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间”。

3.加强电力外送

文件规定跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。

政府在组织制定年度跨省区送受电计划时，应切实贯彻国家能源战略和政策，充分利用现有输电通道，增加电网调度灵活性，统筹考虑配套电源和清洁能源，优先安排清洁能源送出并明确送电比例，提高输电的稳定性和安全性。

同时，对可再生能源发展具有重大意义的文件——《可再生能源电力配额管理办法》正在起草过程中，此文件将对可再生能源在能源消耗、能源输送中的比例进行明确，大大保障了可再生能源电量及收益。

第二步：在有效保障制度的情况下，鼓励可再生能源尝试参与市场竞争

　　1、带补贴的市场化

文件规定“形成可再生能源参与市场竞争的新机制，规划内的可再生能源优先发电，在获得政府补贴的条件下通过市场化方式实现。……可再生能源可参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。”“拥有分布式电源的用户可从事市场化售电业务”。

结合已有的政策，可再生能源参与市场竞争，豁免发电业务许可证，免交政府性基金，免系统容量费，享受电价补贴，如此参与市场竞争，还是具有一定的盈利能力的。

2.优先发电权可转让

文件规定，“可再生能源优先发电合同可转让”，这是给予可再生能源的优惠政策。

3、参与市场竞争的方式

政策规定允许火电、水电参与直接交易；鼓励核电、风电、太阳能发电等尝试参与；

“整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术，促进电力生产者和消费者互动，向用户提供智能综合能源服务”，这样的售电公司为客户提供的清洁电力和增值服务，在市场上是有竞争力的。

（1）参与方式：直供电和售电公司委托代理。

根据直接交易准入条件：1、符合国家产业政策，单位能耗、环保排放均应达到国家标准。2、拥有自备电源的用户应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。3、微电网用户应满足微电网接入系统的条件。

分布式风电、光电属于符合国家产业政策的行业，且部分分布式电源属于微电网范畴，符合直接交易条件，拥有分布式可再生能源电源的单位可以自行成立售电公司进行直接交易。（但电力市场前期，售电公司成立门槛较高。）

根据委托代理规定：拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。

（2）结算方式：电网结算转付，降低风险。

文件规定：电网企业按规定向交易主体收取输配电费用（含线损和交叉补贴），代国家收取政府性基金；按照交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。

第三步：可再生能源平价上网后的全面市场化

随着可再生能源相关技术的发展，市场的成熟以及政策法规的完善，可再生能源将逐步摆脱发电成本高企的情况，实现平价上网，完全市场化，与其他能源公平竞争。

目前的电改配套方案对于可再生能源的消纳还是政策性收购为主，市场化为辅，随着输配电价试点从深圳和内蒙古推广到全国，随着现货市场的逐步形成，在分时电价和可再生能源配额制的支撑下，促进可再生能源利用的市场机制终将成为推动能源转型的主导方式。