售电侧开放：光伏如何规避市场冲击

近日，随着若干配套文件的发布，备受瞩目的电力体制改革，即将获得更深层面的推进。

综观此次电力体制改革，包括光伏在内的新能源被提到了空前的高度，尤其是其中赋予新能源“优先发电”的权利，无异于为在价格竞争中仍处于极大劣势地位的新能源，争取到了特殊的市场发展空间。

从此次发布的电力体制改革的配套文件来看，在未来的电力市场中，将有两种价格并存，一类仍然延续政府定价，另一类则通过公开的电力交易市场形成。

具体到光伏而言，从相关措辞来看，初期可能会允许光伏电站不参与电力市场交易，其全部电量均可以由政府定价来收购。但随着时间的推移以及电力体制改革的不断推进，光伏发电可能也将拿出部分的电量来参与市场交易。

基于此，不论是对光伏电站，还是整个电力体制改革而言，如何确定政府定价的电价标准，将成为关键。原因很简单，如若大幅高于电力交易市场中的电价水平，肯定会很难吸引发电企业参与电力市场的交易，也就不利于电力交易市场的尽快形成以及电改的推进。

在就此次电力体制改革配套文件回答记者提问时，国家发改委以及国家能源局有关负责人的预期是，在电力体制改革后，输配电价相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格。当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低用电成本，从而为电力用户带来改革红利。

更直接的说，电改后，电价将会出现一定程度的下降。

优先发电

对于电力体制而言，其大体包括以下几个方面，发电、电力市场以及电力交易、输配电、售电侧。而对于发电企业而言，重要的则包括发电计划的管理措施、电力交易以及售电测。

就在11月底，国家发改委以及国家能源局一口气发布了有关电力体制改革的6个配套文件，基本上已经涵盖了此次改革的各个方面，这也意味着讨论多时的电力体制改革终于要迎来全面推进时期。

就此次发布的配套文件的内容来看，此次电改，可谓是将光伏在内的新能源发展提到了一个较高的位置。

具体而言，在发电方面，《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确了建立优先发电制度的要求，各地安排年度发电计划时，要充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电。

而《关于推进电力市场建设的实施意见》则明确，电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。

此外，上述《实施意见》还要求，选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场；总结经验、完善机制、丰富品种，视情况扩大试点范围；逐步建立符合国情的电力市场体系。其中特别规定，要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，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

政府定价成关键

根据此次电力体制改革，在电力市场建设以及电力交易中，并不强制发电企业参与电力交易。仅表示，符合准入条件的用户，选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户，由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。用户选择进入市场后，在一定周期内不可退出。

上述表述意味着，在今后的电力市场中，仍将存在两类价格，政府定价以及市场交易价格。而根据官方的预测，当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低用电成本，从而为电力用户带来改革红利。

换句话说，今后，电价将会出现下降。

发改委还表示，从已经批复的我国第一个按照“准许成本加合理收益”原则测算的、能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价的内蒙古西部电网首个监管周期输配电准许收入和电价水平来看，通过成本监审核减不相关、不合理成本，电价出现了一定的下降，降价空间主要用于降低蒙西电网大工业电价每千瓦时2.65分钱，降价金额约26亿元。

综合国内的经济形势以及电力行业的特性，在以价格决定一切的直接电力交易中，电价仍有一定的下降空间。这也意味着，对于与其他常规能源相比，价格并不占优势的光伏而言，可能并不具备参与直接电力交易的基础和条件。因此，对于光伏电站而言，其收益将取决于政府定价。

不过，也有业内人士认为，结合中国发电主体基本处于几家独大的形势以及电价并未完全反应外部环境成本的情况下，尤其是对于诸如一些火电外送大省而言，在电力逐渐市场化的情况下，其是否会将电力企业的外部环境成本显性化，将成为决定今后电价走势的关键。

而就此次发布的电力体制改革的配套文件的相关措辞来看，初期可能会允许光伏电站不需要参与电力市场交易，其全部电量均可以由政府定价来收购。但随着时间的推移以及电力体制改革的不断推进，光伏发电可能也将拿出部分电量来参与市场交易。