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年 2-12 月共开展 11 次月度电力市场直接交易，完成交易电量 319.58 亿度，统一出清价差代表电厂向需求侧让利程度，随供需比例变动及煤炭价格高位运行，基本呈现出逐渐缩小的趋势，如图 23
改革。2017 年 6 月底之前，在全国 32 个省级电网推进输配电价改革，核减电网企业的准许收入，全部用于降低工商企业电价，涉及降低企业用电成本 480 亿元。推进电力市场化交易。2017 年市场交易电量

1.84亿吨标煤，可再生能源占能源消费总量比例为9.24%。通过市场化交易新能源电量117.8亿千瓦时，其中：新能源直接交易电量28亿千瓦时，新能源与燃煤自备电厂发电权替代交易电量79亿千瓦时，电力援
疆跨省外送新能源交易电量10.8亿千瓦时。四、弃风弃光情况 2017年，新疆新能源弃电量、弃电比均实现双降，弃风弃光形势明显好转。全年弃风电量132.5亿千瓦时，较2016年减少4.7

力公司配合单位：相关企业 3.开展新能源直购电交易。鼓励新能源参与电力直接交易，着眼降低工业用电价格。2018年全省新能源参与直购电交易电量计划达到7亿千瓦时，对应工业用户用电价格降低10%。在完成
保障性收购后，新能源参与直购电交易电量持续扩大。牵头单位：省发展改革委、省工信委、甘肃能源监管办、省电力公司配合单位：相关企业 4.培育新增用电负荷。通过停产项目技改复工，引进现代高载能产业

瓦时。牵头单位：甘肃能源监管办、省工信委、省发展改革委、省电力公司配合单位：相关企业 3.开展新能源直购电交易。鼓励新能源参与电力直接交易，着眼降低工业用电价格。2018年全省新能源参与直购电
交易电量计划达到7亿千瓦时，对应工业用户用电价格降低10%。在完成保障性收购后，新能源参与直购电交易电量持续扩大。牵头单位：省发展改革委、省工信委、甘肃能源监管办、省电力公司配合单位：相关企业

直接交易、发电权替代、辅助服务等市场交易，逐步建立和形成可再生能源电力与其他电源、电力用户互动共生、利益共享的市场机制，实现可再生能源电力全额消纳。四、主要任务 (一)合理确定可再生能源发电执行
打捆或替代交易。允许可再生能源电力与火电打捆参与省内电力直接交易市场，双方可进行交易互保，自主协商确定互保电量和电价结算方式。鼓励可再生能源发电机组与具备条件的火电机组协商打捆争取外送市场(双方自行约定

上网，工商业分布式将不能选择全额上网。可再生能源配额制将使保障小时数落实情况好转，并推动交易电量增加：《可再生能源电力配额及考核办法》(征求意见稿)对地方收购保障小时数做出了较具体的规定，推动保障
每年太阳直接辐射达到2000-3000千瓦时/平方米，太阳从北到南每天照射9-11个小时。然而整体北非和中东的装机量2016年却仅有3.4GW，仅占全球的1%。在全球光伏系统成本降低，推行可再生能源的

市场等市场机制有待完善，我国已确定了清洁能源优先发电制度和市场化交易机制，但真正落实尚有距离。此外，目前电网企业既拥有独家买卖电的特权，又通过下属的电力调度机构行使直接组织和协调电力系统运行，拥有电网
北电力辅助服务，其成本本应纳入电网购电费用，或者作为电网系统平衡成本纳入输配电价中，但实际上可再生能源开发企业被迫降低收益。一些省区实施了多种形式的市场化交易，大方向正确，但交易电量是在可再生能源最低保障性小时

直接融资比重。积极支持符合条件的企业通过资本市场进行股权融资。进一步简化中小企业股份转让许可，完善融资制度安排，创新融资品种和服务。继续推动债券市场创新发展，增强服务实体经济能力。进一步完善和细化全口径
，制订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，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。持续深入推进输配电价格改革，开展区域电网输电价格和跨省

企业融资环境。推动省级农业信贷担保机构向市县延伸。 (十)提升金融对实体经济的服务能力。继续推进多层次资本市场建设，提高直接融资比重。积极支持符合条件的企业通过资本市场进行股权融资。进一步简化
(二十一)合理降低用能成本。深化电力、天然气价格改革。继续开展电力市场化交易，制订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，更好地发挥市场在

)提升金融对实体经济的服务能力。继续推进多层次资本市场建设，提高直接融资比重。积极支持符合条件的企业通过资本市场进行股权融资。进一步简化中小企业股份转让许可，完善融资制度安排，创新融资品种和服务。继续
(二十一)合理降低用能成本。深化电力、天然气价格改革。继续开展电力市场化交易，制订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，更好地发挥市场在

清洁能源发电之间进行优势互补和效益共享。由省内扩展至省外近年来，我国发电权交易规模整体呈上升趋势。2017年，全国范围内发电权交易电量为1527.7亿千瓦时，同比增长25%。其中，国家电网
交易电量非常少。而对于促进清洁能源发电消纳而言，跨省区发电权交易的意义远大于省内交易。在化石能源时代，西电东送是国内资源优化配置的重要手段和途径，如今逐步进入清洁能源发电时代，这种跨地区配置电力的

并网发电之日起，由广东电网公司、广州供电局、深圳供电局(以下简称电网企业)直接按照规定的上网电价政策与发电企业进行电费结算，我委不再核定具体项目的上网电价。二、相关可再生能源发电项目在投运后，按照
保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。电网企业于每季度结束后的10个工作日内，向我委报送上一季度新投产相关可再生能源发电项目上网电价执行情况，以备核查。五、上述

(以下简称相关可再生能源发电项目)的上网电价政策(具体政策文件详见附件)，今后相关可再生能源发电项目自并网发电之日起，由广东电网公司、广州供电局、深圳供电局(以下简称电网企业)直接按照规定的上网电价
不得以电价确认作为项目并网验收的前置条件。四、电网企业和相关可再生能源发电项目应真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。电网企业于每季度结束后的

洁能源优先发电制度和市场化交易机制，但真正落实尚有距离。此外，目前电网企业既拥有独家买卖电的特权，又通过下属的电力调度机构行使直接组织和协调电力系统运行，拥有电网所有权和经营、输电权，不利于市场主体自由
平衡成本纳入输配电价中，但实际上可再生能源开发企业被迫降低收益。一些省区实施了多种形式的市场化交易，大方向正确，但交易电量是在可再生能源最低保障性小时数以内的部分，且交易电价可能低至每千瓦时几分

。今年一季度，由于鲁固直流投运，黑龙江电网外送电量达26亿千瓦时，同比增加11亿千瓦时;中长期风电交易电量达到14.8亿千瓦时，跨区域省间富余新能源电力现货交易电量2.5亿千瓦时。黑龙江电网一季度风电
清洁供暖项目6393个，年增加清洁能源消纳电量3.5亿千瓦时。在开展以电代煤清洁供暖的基础上，该公司创新交易品种，开展清洁能源供暖电力直接交易试点。

完成区内交易电量69.79亿千瓦时。有效拉动区内用电负荷，调动火电调峰积极性，促进新能源消纳。同时充分挖掘跨区跨省输电通道空间，把握各种交易机会，努力扩大交易规模，2017年，宁夏外送新能源电量
提高电网调峰能力，拓展新能源消纳空间。 (三)健全电能交易模式，创新新能源市场化消纳机制。一是积极推进燃煤、自备电厂与新能源企业进行发电权交易，鼓励新能源积极参与大用户直接交易，通过市场交易促进

内风电、光伏发电交易电量分别达到2300亿千瓦时和930亿千瓦时，分别较上年同期增长29.6%和76.6%。省间非水可再生能源交易达到490亿千瓦时以上。弃风弃光总电量从2016年的464亿千
7600万千瓦。有业内人士指出，在整体经营环境暂未出现大幅变化的情形下，此次资产整合将对五大发电主要上市公司原有格局产生影响。由于采用权益法进行核算，合资公司的成立并不会直接对两家上市公司造成财务报表

，同比增加14.3%，直接经济损失高达100亿元。若考虑地调电站，估计四川弃水电量在500亿度以上。国网董事长舒印彪在两会上的采访中也侧面印证了这一说法，他表示：“今年有新的特高压项目正在审批中
核电参加供暖电力交易，红沿河核电交易电量将占总交易电量的一半，上网电价执行0.18元/千瓦时。“廉价发电总比停着强”，既是局部窝电的无奈，也是核电“贱卖”的真实写照。宁德、福清核电设备利用率仅次于红

，推动跨省跨区交易与各地交易在规则、品种、时序等方面融合，进一步促进发电权交易，加强市场交易行为监管，提高市场化交易电量比重。很显然，这将进一步促进光伏消纳，降低光伏弃光率。着力降低光伏非技术成本
费用的。例如，输电线路和升压站都是由项目单位掏钱自建，这比费用一旦加到光伏项目上，将直接抬高发电成本，不利于光伏平价上网。其实，早在2013年3月，国家发展改革委在下发的《关于完善光伏发电