改革红利逐步释放“风光”迎向平价上网――电力改革发展半年观察

　　6月20~28日，青海开启“绿电9日”连续216小时清洁能源供电。与2017年的“绿电7日”相比，利用市场化手段实现新能源最大化消纳是“绿电9日”的主要机制创新，数据显示，此次清洁能源供电期间共达成1.99亿千瓦时交易电量。

　　事实上，青海“绿电9日”只是我国各地电力改革实践不断推进的一个缩影。今年上半年，电力体制改革领域重磅文件接连发布：旨在降低一般工商业电价的多项政策稳定推进，全国已降低用电成本648亿元;助力行业有序发展的风电、光伏新政先后下发，竞价时代已经来临;跨区跨省外送交易等创新尝试在两大国家级电力交易中心推进，清洁能源消纳空间不断深挖。

　　站在新一轮电改的3年节点，我们无须回避改革进入“深水区”的痛点难点，也不会面对改革的“硬骨头”而止步不前。筚路蓝缕，以启山林，改革永远在路上。

　　扩大交易规模工商业降电价顺利推进

　　3月28日，国家发展改革委发布《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，指出将分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降10%的目标要求。降价措施包括全面落实已出台的电网清费政策，推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革，进一步规范和降低电网环节收费，临时性降低输配电价等。

　　“制定完善电力市场化交易细则，推进建立有利于促进公平竞争、交易电量和交易比例大幅提升的市场结构及市场体系，发挥市场在资源配置中的决定性作用”，时隔一个月，在国家发展改革委发布的《关于做好2018年降成本重点工作的通知》中，再次明确持续深入推进输配电价格改革、扩大跨省区电力交易规模等市场手段将成为此次实现一般工商业电价平均降低10%的关键举措。

　　上述通知发布后，各省相继发布降低一般工商业电价水平的通知，截至6月底，已有18省市开始新一轮的电价调整。其中，广西壮族自治区人民政府发布 《进一步深化广西电力体制改革若干措施通知》称，自治区级及以上的工业园区、自治区首批38个现代服务业集聚区以及经自治区认定的其他产业园区的电力用户将纳入电力市场化交易。

　　据广西壮族自治区工业和信息化委员会经济运行处处长彭忠介绍，工业园区内10千伏大工业电力用户以园区为单位参与电力市场化交易，“由售电公司捆绑代理或电网企业免费服务，交易后将实现到户电度电价不高于0.54元/千瓦时，比现行目录电价降低0.0861元/千瓦时，按年用电量80亿千瓦时测算，可降低用电成本6.9亿元。”国家电网公司发布的数据显示，今年上半年国家通过推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革、进一步规范和降低电网环节收费、临时性降低输配电价等多项措施，已相应降低一般工商业电价平均每千瓦时6.48分，全国总计648亿元，相应完成“一般工商业电价平均降低10%”任务的近70%。

　　市场决定规模风光行业迎来“成人礼”

　　今年上半年，《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》《关于2018年光伏发电有关事项的通知》等多份涉及可再生能源市场化交易的重磅文件连续发布，文件聚焦“开发规模”“政府补贴”等关键环节，引起业内巨大震动。

　　“分散式风电项目申请核准时可选择‘自发自用、余电上网’或‘全额上网’中的一种模式。自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴”，《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》率先让风电进入竞价时代。紧接着，国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，指出将推行竞争方式配置风电项目。

　　“指导方案实际上是要求地方政府采用竞争的方式分配年度开发规模指标，风电产业即将步入一个新的发展阶段。这一系列文件，都是意在扫清制约风电平价上网的体制机制障碍，为取消补贴铺平道路。

　　只有尽快实现平价上网，才能开创风电的未来。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示。

　　不再“躺着赚钱”，不被“区别对待”。一个月后，被业内人士称为光伏行业“六一成人礼”的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》紧随风电新政发布，光伏行业同样在市场中再次迎来了平价上网目标的重申。

　　《通知》中称，暂不安排2018年普通光伏电站建设规模，且自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元。积极推进分布式光伏资源配置市场化，鼓励地方加大分布式发电市场化交易力度。

　　“国家并没有限制光伏发电的规模”，国家发展改革委能源研究所副所长王仲颖表示，“光伏产业在过去五年组件成本大幅度下降，如果不考虑技术外的成本，例如省间消纳利益壁垒、土地成本和融资成本，光伏电站在1~2年内即可平价上网。”不难看出，顶层设计旨在引导行业将发展重点从扩大规模转到提质增效上。长远考虑，风电、光伏行业还需着力推进技术进步、降低发电成本、减少补贴依赖，真正高质量发展。

　　突破跨省区限制两大交易中心积极推进省间交易

　　由于涉及中央与地方关系，特别是财税体制等关键环节，电力市场交易中存在的省间壁垒问题一直以来被认为是电力改革进程中“难啃的硬骨头”。今年上半年，北京、广州两大国家级电力交易中心均将上半年工作重点放在省间电力市场交易上。

　　年初，北京电力交易中心即对市场成员、市场准入和退出、交易品种及组织方式、交易基本要求、年度交易组织、价格机制、偏差电量结算及考核等作出明确规定。

　　随后，该中心发布2018年第一批新能源省间替代常规火电发电权交易，开展西北新能源替代华中、华东常规火电发电权交易，并利用西北高峰太阳能与西南低谷水电的优势互补特性，创新开展西北、西南分时段打捆送华东交易。据记者了解，上半年该中心完成省间交易电量4332亿千瓦时，其中省间市场交易电量1426亿千瓦时，同比增长50%，占省间交易电量的33%。

　　与此同时，广州电力交易中心开展了今年首次云贵水火置换交易，通过市场化交易方式，增送云南水电，减送贵州火电，交易规模达10.1亿千瓦时。

　　记者在《2018年南方区域跨区跨省市场化交易工作方案》中了解到，该中心今年将推动更多的市场主体进入跨省区市场进行交易，推进广西进入跨省区市场进行交易。同时为扩大交易规模，将不断丰富跨省区市场的交易品种，加强网省两级交易协同和衔接。数据显示，上半年广州电力交易中心组织跨省区市场化交易电量113.1亿千瓦时，其中云南成交的75.2亿千瓦时电量全是水电。

　　把应该交给市场的交还市场。7月16日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，其中特别指出将“进一步放开电力市场化交易，取消跨省跨区电力市场化交易限制”。

　　华北电力大学经济与管理学院副教授袁家海向记者表示，相关政策旨在逐步重新梳理、界定政府与市场的边界，尤其是要理顺哪些属于政府作为行业行政管理职能的范畴，哪些是行业监管的范畴，除此之外都交给市场。