6月20-28日，青海開啟“綠電9日”連續216小時清潔能源供電。與2017年的“綠電7日”相比，利用市場化手段實現新能源最大化消納是“綠電9日”的主要機制創新，數據顯示，此次清潔能源供電期間共達成1.99億千瓦時交易電量。

事實上，青海“綠電9日”只是我國各地電力改革實踐不斷推進的一個縮影。今年上半年，電力體制改革領域重磅文件接連發布：旨在降低一般工商業電價的多項政策穩定推進，全國已降低用電成本648億元;助力行業有序發展的風電、光伏新政先后下發，競價時代已經來臨;跨區跨省外送交易等創新嘗試在兩大國家級電力交易中心推進，清潔能源消納空間不斷深挖。

站在新一輪電改的3年節點，我們無須回避改革進入“深水區”的痛點難點，也不會面對改革的“硬骨頭”而止步不前。篳路藍縷，以啟山林，改革永遠在路上。

擴大交易規模 工商業降電價順利推進

3月28日，國家發展改革委發布《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》，指出將分兩批實施降價措施，落實一般工商業電價平均下降10%的目標要求。降價措施包括全面落實已出臺的電網清費政策，推進區域電網和跨省跨區專項工程輸電價格改革，進一步規范和降低電網環節收費，臨時性降低輸配電價等。

“制定完善電力市場化交易細則，推進建立有利于促進公平競爭、交易電量和交易比例大幅提升的市場結構及市場體系，發揮市場在資源配置中的決定性作用”，時隔一個月，在國家發展改革委發布的《關于做好2018年降成本重點工作的通知》中，再次明確持續深入推進輸配電價格改革、擴大跨省區電力交易規模等市場手段將成為此次實現一般工商業電價平均降低10%的關鍵舉措。

上述通知發布后，各省相繼發布降低一般工商業電價水平的通知，截至6月底，已有18省市開始新一輪的電價調整。其中，廣西壯族自治區人民政府發布《進一步深化廣西電力體制改革若干措施通知》稱，自治區級及以上的工業園區、自治區首批38個現代服務業集聚區以及經自治區認定的其他產業園區的電力用戶將納入電力市場化交易。

據廣西壯族自治區工業和信息化委員會經濟運行處處長彭忠介紹，工業園區內10千伏大工業電力用戶以園區為單位參與電力市場化交易，“由售電公司捆綁代理或電網企業免費服務，交易后將實現到戶電度電價不高于0.54元/千瓦時，比現行目錄電價降低0.0861元/千瓦時，按年用電量80億千瓦時測算，可降低用電成本6.9億元。”國家電網公司發布的數據顯示，今年上半年國家通過推進區域電網和跨省跨區專項工程輸電價格改革、進一步規范和降低電網環節收費、臨時性降低輸配電價等多項措施，已相應降低一般工商業電價平均每千瓦時6.48分，全國總計648億元，相應完成“一般工商業電價平均降低10%”任務的近70%。

市場決定規模 風光行業迎來“成人禮”

今年上半年，《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》《關于2018年光伏發電有關事項的通知》等多份涉及可再生能源市場化交易的重磅文件連續發布，文件聚焦“開發規模”“政府補貼”等關鍵環節，引起業內巨大震動。

“分散式風電項目申請核準時可選擇‘自發自用、余電上網’或‘全額上網’中的一種模式。自發自用部分電量不享受國家可再生能源發展基金補貼”，《分散式風電項目開發建設暫行管理辦法》率先讓風電進入競價時代。緊接著，國家能源局發布《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，指出將推行競爭方式配置風電項目。

“指導方案實際上是要求地方政府采用競爭的方式分配年度開發規模指標，風電產業即將步入一個新的發展階段。這一系列文件，都是意在掃清制約風電平價上網的體制機制障礙，為取消補貼鋪平道路。

只有盡快實現平價上網，才能開創風電的未來。”中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖表示。

不再“躺著賺錢”，不被“區別對待”。一個月后，被業內人士稱為光伏行業“六一成人禮”的《關于2018年光伏發電有關事項的通知》緊隨風電新政發布，光伏行業同樣在市場中再次迎來了平價上網目標的重申。

《通知》中稱，暫不安排2018年普通光伏電站建設規模，且自發文之日起，新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時統一降低0.05元。積極推進分布式光伏資源配置市場化，鼓勵地方加大分布式發電市場化交易力度。

“國家并沒有限制光伏發電的規模”，國家發展改革委能源研究所副所長王仲穎表示，“光伏產業在過去五年組件成本大幅度下降，如果不考慮技術外的成本，例如省間消納利益壁壘、土地成本和融資成本，光伏電站在1~2年內即可平價上網。”不難看出，頂層設計旨在引導行業將發展重點從擴大規模轉到提質增效上。長遠考慮，風電、光伏行業還需著力推進技術進步、降低發電成本、減少補貼依賴，真正高質量發展。

突破跨省區限制 兩大交易中心積極推進省間交易

由于涉及中央與地方關系，特別是財稅體制等關鍵環節，電力市場交易中存在的省間壁壘問題一直以來被認為是電力改革進程中“難啃的硬骨頭”。今年上半年，北京、廣州兩大國家級電力交易中心均將上半年工作重點放在省間電力市場交易上。

年初，北京電力交易中心即對市場成員、市場準入和退出、交易品種及組織方式、交易基本要求、年度交易組織、價格機制、偏差電量結算及考核等作出明確規定。

隨后，該中心發布2018年第一批新能源省間替代常規火電發電權交易，開展西北新能源替代華中、華東常規火電發電權交易，并利用西北高峰太陽能與西南低谷水電的優勢互補特性，創新開展西北、西南分時段打捆送華東交易。據記者了解，上半年該中心完成省間交易電量4332億千瓦時，其中省間市場交易電量1426億千瓦時，同比增長50%，占省間交易電量的33%。

與此同時，廣州電力交易中心開展了今年首次云貴水火置換交易，通過市場化交易方式，增送云南水電，減送貴州火電，交易規模達10.1億千瓦時。

記者在《2018年南方區域跨區跨省市場化交易工作方案》中了解到，該中心今年將推動更多的市場主體進入跨省區市場進行交易，推進廣西進入跨省區市場進行交易。同時為擴大交易規模，將不斷豐富跨省區市場的交易品種，加強網省兩級交易協同和銜接。數據顯示，上半年廣州電力交易中心組織跨省區市場化交易電量113.1億千瓦時，其中云南成交的75.2億千瓦時電量全是水電。

把應該交給市場的交還市場。7月16日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》，其中特別指出將“進一步放開電力市場化交易，取消跨省跨區電力市場化交易限制”。

華北電力大學經濟與管理學院副教授袁家海向記者表示，相關政策旨在逐步重新梳理、界定政府與市場的邊界，尤其是要理順哪些屬于政府作為行業行政管理職能的范疇，哪些是行業監管的范疇，除此之外都交給市場。