2015年11月26日，國家發改委發布的6個電改“9號文”配套文件，標志著2015年3月頒布的電改“9號文”進入實施階段，將為推進電力市場化改革、加快電力綠色低碳轉型形成新的驅動力和制度保障。
長期以來，我國電力市場建設緩慢，電價和發用電計劃由政府確定，雖然推動了電力供應持續增加，但也導致傳統電力粗放式發展道路、規模擴張式經營模式、與清潔可再生能源的矛盾日益尖銳，近年來嚴重限制了水電、風電和太陽能光伏發電的并網消納和持續健康發展，導致每年棄水、棄風、棄光限電量達到數百億千瓦時。“9號文”明確指出，我國電力行業發展面臨一些亟需通過改革解決的問題，特別是交易機制缺失，售電側有效競爭機制尚未建立，發電企業和用戶之間市場交易有限，市場化定價機制尚未完全形成，有的配套改革政策遲遲不能出臺，使得新能源和可再生能源開發利用面臨困難，無歧視、無障礙上網問題未得到有效解決，棄水、棄風、棄光現象時有發生。各方面已經普遍認識到，不全面深化電力市場改革、建立有效的現代電力市場體系，就難以推動電力行業發展方式轉變和電力結構優化，就難以持續提高可再生能源發電和分布式能源系統發電在電力供應中的比例。
上一輪電改啟動以來，由于電力市場建設停滯，電力運行仍基本延續計劃體制，地方政府有關部門更加強化了年度上網電量分配權和干預權，將以往的非約束性年度預控目標逐步變為約束性指標，在電量分配上普遍采用了“大平均分配”的方式，不但使可再生能源全額保障性收購難以落實，也不利于清潔高效火電機組優先發電。在電力需求增速放緩甚至電力需求下降的地區，在原有存量市場中為可再生能源發電挖掘市場空間愈發重要。
新一輪電改在吸收借鑒國內外電力市場建設經驗教訓的基礎上，更加重視構建有效競爭的市場結構和市場體系。如配套文件《關于推進電力市場建設的實施意見》就進一步明確要求建立公平、規范、高效的電力交易平臺，在全國范圍內逐步形成競爭充分、開發有序、加快發展的市場體系。
本輪改革的電力市場建設實施路徑主線是有序放開發電計劃、競爭性環節電價，不斷擴大參與直接交易的市場主體范圍和電量規模。其中非試點地區按《關于有序放開發用電計劃的實施意見》開展市場化交易，試點地區根據本地情況另行制定有序放開發用電計劃的路徑，在堅持清潔能源優先發電的同時，推動常規電力、鼓勵清潔能源電力參與市場競爭。一方面，通過建立優先發電制度，優先安排風能、太陽能等可再生能源保障性發電，兼顧資源條件、理順均值和綜合利用要求，合理安排水電發電，保障清潔能源發電、調節性電源發電優先上網；另一方面，通過有序放開發電計劃、競爭性環節電價，通過直接交易、電力市場等市場化交易方式逐步放開其他的發電計劃，不斷擴大參與直接交易的市場主體范圍和電量規模，實現電力電量平衡從以計劃手段為主平穩過渡到以市場手段為主，將使常規電力不再享受政府定價和電量市場保障，倒逼傳統發電企業改變規模擴張發展模式，同時更注重市場供需和結構調整、更多提供靈活調節輔助服務。在優先發電制度下，可再生能源也可參與電力市場，規劃內的可再生能源優先發電的優先發電合同可轉讓，形成可再生能源參與市場競爭的新機制。在實踐中，未來需要在充分挖掘電力系統靈活資源潛力、理順環保政策與市場機制關系的基礎上，進一步明確調峰調頻電量、熱電聯產機組、高效節能和超低排放燃煤機組進入優先發電計劃的邊界條件，確保避免長期以來可再生能源優先發電難以落實的老路。
現貨市場是本輪電力改革的重要突破和亮點，是促進可再生能源消納的重要途徑。國際電力市場建設實踐顯示，沒有現貨市場，就沒有現代電力市場?，F貨市場不僅是發展中長期合約、電力期貨市場的重要基礎，也是引導建設靈活電力系統、激勵調峰調頻服務和需求響應、消納高比例波動性可再生能源發電的必然要求。目前歐美領先國家在日前、日內現貨市場的基礎上，普遍建成了15分鐘、5分鐘的實時現貨市場，通過市場手段最大程度消納風電、光伏發電等波動性發電，在市場基礎上對可再生能源給予度電補貼，例如西班牙實施的可再生能源溢價機制（FIP）和英國擬實施的可再生能源差價合約機制（CFD）。我國這輪電力改革的重點任務之一是建立有效競爭的現貨交易機制，發現價格，引導用戶合理用電，促進發電機組最大限度提供調節能力。例如，針對日內發電計劃，以5-15分鐘為周期開展全電量競價（分散式市場為部分電力偏差調整競價），形成競價周期內的發電曲線和結算價格（分散式市場為發電偏差調整曲線和電量調整結算價格）、輔助服務容量、輔助服務機構等。有利于更多激勵煤電、天然氣發電機組以及新能源發電、儲能裝置參與實時平衡調節，并可在市場電價上形成補貼機制。
供應充足和公平分擔共享的輔助服務是現代電力系統和市場的核心要素，也是風電、太陽能發電等波動性新能源發電實現大規模并網消納的重要支撐。上一輪電力改革以來，我國開展輔助服務探索，實行基本輔助服務和有償輔助服務，近年來在風電比重較大、調峰調頻壓力大的地區探索輔助服務補償機制，但在權責利方面仍然有待規范。配套文件提出：按照誰受益、誰承擔的原則建立電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制，積極開展跨省跨區輔助服務交易；在現貨市場開展備用、調頻等輔助服務交易，中長期開展可中斷負荷、調壓等輔助服務。隨著輔助服務交易機制的建立健全，火電、氣電、負荷和新能源可以發揮自身優勢參與市場交易，既獲得高價值輔助服務收益，又促進大規模新能源并網消納?？紤]到輔助服務是整個電力系統層面需要解決的問題，輔助服務分擔共享機制的實施有待于進一步理清初始權責利歸屬，以及與優先發電制度、可再生能源發電全額保障性收購制度的關系。
中長期市場和跨省跨區交易的機制化、規范化也是這輪電改的重要任務，有利于轉變行政主導、打破市場壁壘、擴大電力市場消納范圍。歐美成熟電力市場的探索過程和實踐顯示，中長期購電合約不僅是大規模電力市場的穩定器，也為新能源發電提供了穩定市場、吸引了投資、降低了資金成本；美國大量風電項目通過購電合約（PPA）進入本地和周邊電力市場，通過確保上網電量來享受生產稅抵扣（PTC）和可再生能源證書（REC）市場收益。2014年，美國PPA價格已經降低到每度電2.35美分，相比2009年降幅達66%。近年來我國持續探索實踐直購電和跨省跨區交易，配套意見進一步明確要求建設中長期市場，建立相對穩定的中長期交易機制，鼓勵市場主體間開展直接交易；構建區域市場，完善跨省跨區電力交易機制，促進市場化跨省跨區交易。隨著我國西部可再生能源基地建設進程，今后可積極探索西南水電、“三北”風電和太陽能發電通過中長期合同、跨省跨區交易實現市場化交易和跨省跨區消納。
售電側改革有利于推動分布式可再生能源發電以及大型可再生能源發電項目參與直接交易。“9號文”和配套文件均提出，鼓勵社會資本投資配電業務，逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，多途徑培育市場主體。這可望加速推進分布式發電發展，并通過增加多元化購電市場主體推動大型可再生能源發電項目參與電力直接交易。
為切實推動電力結構調整、優先發展可再生能源，在實踐中應統籌推進各項電力改革，以及資源環境稅收和價格改革?？紤]到我國西部煤電基地建設沖動仍然強烈，近期資源稅仍將保持較低水平，預計煤電（尤其是西部煤電）發電和外送沖動強烈，中長期市場和現貨市場煤電交易價格趨于降低，不利于節能減排和產業結構調整，也增加西部可再生能源發電的補貼資金、市場消納和輸電通道使用壓力。為此，應考慮統籌推進可再生能源發電優先上網和靈活參與市場、資源環境稅收和價格改革、可再生能源補貼資金投入機制設計相互結合，確保電改推動電力行業發展方式轉變和電力結構優化。
按照配套文件，國家發改委、能源局將會同有關省區擬定區域電力市場試點方案，省級政府提出省市場試點方案經國家發改委、能源局論證后實施；取得經驗后在其他地區推廣電力市場體系，進一步放開競爭性環節電價、取消銷售電價和上網電價的政府定價、放開發用電計劃。
目前，電力體制改革已經進入實施階段，并啟動若干省市級電力改革試點。“十三五”期間應在可再生能源電力消納問題突出的地區推進省級、區域電改試點，把促進可再生能源電力消納的市場機制和政策措施作為試點方案及全面推進電改的重要任務：把風能、太陽能發電等作為一類優先保障，落實全額保障性收購制度；建立充分反映電力供需和市場價值的現貨市場，調動全系統靈活資源促進電力電量平衡；適時改革可再生能源發電補貼機制，把可再生能源固定上網電價（FIT）轉變為市場電價+溢價補貼（FIP）或差價合約機制（CFD），實現市場競爭機制與扶持政策的結合。建立全系統視角、電力用戶參與的輔助服務分擔共享機制；探索西南水電、“三北”風電和太陽能發電通過中長期合同、跨省跨區交易實現市場化交易和跨省跨區消納；推動分布式電源或微網系統參與電力交易和售電。通過上述舉措，既推動當地可再生能源電力消納，也為全國電力改革和可再生能源電力消納做出示范、積累經驗。 來源： 中國能源報
