光伏成为青海第一大电源

在当前改革的试点实践中，不同利益主体提出了迥然不同的改革路径和利益主张，造成了一些不必要的混乱，影响和阻碍了改革的进程，在思想认识上亟待厘清思路。

一种叫做OTC，即场外交易市场，这是自由开放的双边交易，大家自由定价、自由签署合同。首先，还是要保证电力供应的安全。

普通家庭承担的电价要远远高于工商业企业用户电价。电网整体考虑一个区域的输配电成本，由最终用户承担，所以同样一个区域内的输配电价是一样的。日前市场，即日前零点到十二点，通过这个SPOT竞价机制，把市场供需进一步匹配起来。2007年，欧盟委员会提出有关电力和天然气市场化改革的指令草案，主张将供电和发电从电网经营活动中有效分离。欧洲电力市场也曾面临过我们今天遇到的问题。

欧盟主导的电力市场有两个原则，一个是自由的市场竞争，一个是互联互通。因为电网企业投资、运营成本是不一样的，高电压等级的电力用户输配电成本远远低于低电压等级的用户。电力系统是一个有机的整体，需要统一规划、协调发展。

建立优先购电和优先发电制度，落实优先购电和优先发电的保障措施;切实保障电力电量平衡。由于缺乏电力统一规划、项目审批脱节，电源电网发展不协调问题时有发生，主要体现在有网无电送和有电送不出同时存在。产业政策在中国备受重视，多年来也一直存在较大争议，仅就电力规划15年来的缺失造成的影响，笔者以为，这使得项目安排缺乏依据，大型能源基地开发及跨区电网工程难以落实，电网电源发展不协调，对整个行业和相关产业链的影响会随着时间推移持续发酵。建立健全电力市场体系。

正式公布的《电力发展十三五规划》从供应能力、电源结构、电网发展、综合调节能力、节能减排、民生用电保障、科技装备发展、电力体制改革等八个方面，确定了电力发展五年目标。当社会对中国要不要产业政策进行激辩时，国家发改委、国家能源局于11月7日发布了《电力发展十三五规划》，这是时隔15年之后发布的电力规划。

十三五我国电能替代目标为4500亿千瓦时，按照这一目标，十三五末电能占终端能源消费比重将达27%。一是2018年年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作，基本形成充分竞争的售电侧市场主体;鼓励社会资本开展新增配电业务;明确增量配电网放开的具体办法;建立市场主体准入退出机制;完善市场主体信用体系;在试点基础上全面推开配售电改革。经过快速发展，截至2016年9月底，我国并网风电已达1.39亿千瓦，成为风电第一大国。在电力规划的执行上，应该汲取其他产业政策的经验教训，如果预判电力规划对产业影响的效果，笔者以为可以概括为一句话：应将更多笔墨着力在电力体制改革的推行上。

由于相应的特高压送出工程没有核准建设，大风电无法融入大电网，导致目前风电平均利用小时数一再降低，2016年19月为1251小时，同比下降66小时;风电弃风电量394.7亿千瓦时;平均弃风率19%，弃风严重，造成大量浪费。蒙东、蒙西、酒泉、冀北等地区风电装机均超过700万千瓦，占当地装机比重超过20%，与德国17%、西班牙21%的国外先进水平相当。2016年年底前完成电力交易机构组建工作。三是逐年减少发电计划，2020年前基本取消优先发电权以外的非调节性发电计划，全面推进配售电侧改革，支持售电主体创新商业模式和服务内容。

《规划》提出，到2020年，非化石能源发电装机占比约提高4个百分点至39%;同时通过积极发展水电、大力发展新能源、安全发展核电、有序发展天然气发电、加快煤电转型升级使电源结构得到进一步优化。二是2017年年底前，完成分电压等级核定电网企业准许总收入和输配电价，逐步减少电价交叉补贴。

其中绿色转型是规划的最大亮点，具体表现在四个方面。《规划》提出，到2020年，煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%;力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上;新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时，现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标煤/千瓦时;电网综合线损率控制在6.5%以内;通过配套支持政策重点鼓励发展能效高、污染少的背压式热电联产机组等。

我国风电主要集中在三北地区。最典型的案例就是：近年四川水电开发明显加快，2012年投产700万千瓦，2013年投产1300万千瓦，今明两年还要投产2100万千瓦。四是在2018年年底前，启动现货交易试点;2020年全部启动现货市场，研究风险对冲机制。建立标准统一的电力市场交易技术支持系统，积极培育市场主体，完善交易机构，丰富交易品种。例如，发电企业在中东部地区大量投资新建煤电项目，但铁路运输和煤炭供应等并没有协调匹配，地区性煤电运紧张问题反复出现。其一，电力规划与其他相关规划不协调。

二是加强能源结构转型。加快建立规范明晰、水平合理、监督有力、科学透明的独立输配电价体系。

一是在能源结构上加强对新能源和可再生能源的发展。丰水期电力需要大量外送，但外送通道能力受限，2012年四川水电弃水75亿千瓦时，2013年弃水25亿千瓦时。

四是在终端能源消费方面，明确加强电能替代。其二，电网电源发展不协调。

其三，新能源发展面临瓶颈制约。三是在清洁能源消纳方面明确加强电网、调峰能力建设。电力和电网规划没有出台时，水电、煤电、新能源发电、电网等专项规划间，国家规划与省级规划间，电力规划与国土、环保、水利等规划间，存在明显不协调现象。十三五期间，电网建设在保证跨区送电的可持续性，满足受端地区的长远需要的同时，还要能参与受端的电力市场竞争;《规划》新增西电东送输电能力1.3亿千瓦;优化区域主网架，加强省际间联络;基本建成与小康社会相适应的现代配电网;从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，大力提高电力需求侧响应能力

就拿受到关注度最高的售电问题来说，由于规则不明，对售电公司、售电业务如何监管，对电网企业从事竞争性售电如何管制等问题，一直困扰着各个市场参与方，让各方无所适从。比如，有电网的小伙伴告诉笔者，电网的竞争性售电业务到底会受到什么限制、既有的营销业务怎么切分、营销人员何去何从，一直都令他们中的很多人感到困惑，尤其是在看到很多售电公司在疯抢客户的时候，更是增添了不安的感觉。

早在一年前的今天，也就是2015年12月1日，在关于电改的6个核心配套文件发布的第二天，国家能源局就紧接着在官方网站上公布了《电力市场监管办法》、《电力市场运营基本规则》、《电力中长期交易基本规则》等三个文件的征求意见稿，公开征求社会各界的意见。但观茶君想问的是：那么市场呢?是不是也要停下来等着呢?二是内部矛盾说。

在所附的《说明》中，能源局指出加快电力交易相关规则及监管办法制定是落实电力体制改革配套文件的首要工作，有必要在兼顾地方实际工作的基础上，制定统一的电力交易规则和市场监管办法，指导各地稳步开展电力交易，并要求各方在12月15日前提出修改意见。有小伙伴私下向笔者抱怨：国家层面的交易规则和监管办法到底还搞不搞?搞得话按上面的来，不搞的话我们自己搞，好歹给我们明确一下啊!类似来自各方的担心、抱怨不绝于耳。

这一观点显然得到了各方的认同，其中就包括国家能源局。但笔者觉得，有的工程烂了也就烂了，没有什么大的影响，属于典型的大年三十打只兔子，有它过年，没它也过年。该说法的原话是：因遭到某市场主体的反对，发改委、能源局的监管办法未敢私自出台。有的工程则不然，一旦烂掉会影响全局，甚至让全局陷入混乱，比如对整个电力市场至关重要的交易规则和监管办法的制定。

但令笔者和众多小伙伴遗憾且不解的是，整整一年过去了，落实电力体制改革配套文件的首要工作居然没有下文了!整件事就好像从来就没有发生过一样!于此同时，在这一年当中，电改在持续推进，各地的电力市场在逐步开放、建设。笔者觉得，从中足见对交易规则和监管办法的高度重视。

烂尾工程似乎并不鲜见。而作为监管的依据，交易规则、监管办法则是监管的核心，属于画方还是画圆的规矩。

但令笔者倍感遗憾的是：这些问题本可以避免，因为在交易规则、监管办法的征求意见稿中都做了相应规定!可惜的是，烂尾了!!!至于烂尾的原因，有多种猜测。但由于缺少了统一的规矩，也不出所料地呈现出一些乱象。