随着电力体制的改革，新能源的参与已是无法阻挡

众所周知，我国电力体制改革已经持续了数年，而改革的目标从来不是为了单纯的降低电价，但是，价的高低走向又是评价电改效果的关键指标之一，因而，电价，尤其是售端电价始终牵动着关心电价人士的神经。

近日，国家发改委召开10月份定时定主题新闻发布会。政研室副主任、委新闻发言人孟玮在会上表示，今年以来，发改委会同有关部门和地方，推动电力体制改革取得积极成效。

2015年3月15日，中共中央、国务院下发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，被誉为“啃硬骨头的改革”正式拉开帷幕，最大的亮点是提出稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开配售电业务。

相对于售电放开而言，配电网因触及电网企业核心利益，放开的脚步要缓慢一些。直至2016年10月11日，《有序放开配电网业务管理办法》出台，12月1日首批105个增量配电网业务改革试点落地。之后2017年11月和2018年4月第二批和第三批试点相继落地，目前项目总量已达320个。

从新能源行业来看，根据中国的电力改革政策，政府将会开放售电市场，但输电则仍在两家主要电网公司手上(南方电网和国家电网)。由于火电和水电比其他可再生能源更具成本优势，因此政府推出了可再生能源配额制，以保障可再生能源的发展(2020年前，发电公司的总发电量至少9%要来自非水力可再生能源;2020年前，火电公司的可再生能源发电量需至少相当于总火电发电量的15%)。根据可再生能源配额制，未达标的火电公司需要向可再生能源公司购买“绿色证书”，这将惠及可再生能源。此外，由于风电利用小时数高于光电，在更低的市场价格下仍可盈利，更具成本优势，因此风电比光电更能受惠于可再生能源配额制。

国家能源局近日发布了2017年全国31省(区)的上网电价。其中风电平均上网电价为562.30元/千千瓦时，燃煤发电的平均上网电价为371.65元/千千瓦时。2020年风电要实现平价上网，目前来看风电仍有190.65元/千千瓦时的距离。

近年来，尽管风电、光伏等新能源发展迅速，但由于资源富集地与电力消费地不匹配、技术因素以及体制障碍导致的新能源消纳难、并网难仍是困扰行业发展的难题。目前，一方面是政府大力扶持新能源建设，另一方面却是大量的弃风弃光现象，光伏与风能发电有较多无处可用的尴尬境地。我国新能源面临着“弃风、弃光限电”问题，导致新能源开发不得不转向低风速、低光照地区，这些地区尽管没有消纳问题，但可开发的资源非常有限，且面临复杂的开发环境。

针对新能源消纳矛盾突出等问题，国家电网也采取多项举措：加快电网建设，“十二五”期间累计投资约850亿元人民币，开工、投运一批特高压重点工程，促进新能源外送消纳;研究攻关风机低电压穿越、新能源集群控制等一批重大技术问题，尽最大可能消纳新能源。

不过，可以看到，全面参与市场也是新能源发电最终必然的选择，对于新能源行业而言，享受补贴的受限发展与全面参与电力市场，究竟哪一个是现阶段新能源行业的最优选择，需要先看看成熟电力市场国家新能源进入电力市场的模式。但毋庸置疑，我国现阶段新能源发展的速度和规模是任何一个成熟电力市场国家无法比拟的。国外通过溢价补贴、实施配额制、签订实物或金融协议等多种方式保障新能源收益，使得新能源能够以低电价参与市场竞价实现优先上网，用市场的方式实现新能源健康可持续发展。