电价市场化改革

期间新能源的发展态度更为积极主动，一方面随着光伏、风电建设成本的降低，可以预见的是，风电、光伏的技术成本将低于火电标杆电价，这是地方政府发展新能源的前提;另一方面，对于地方政府来说，各投资企业对于新能源投资
公布各地区风光消纳能力可能会成为长效机制，只有这样才能在无补贴时代通过测算合理安排各地的增长空间，引导企业理性投资。从近期全国以及地方的规模来看，通过对市场源网荷的变化以及市场化机制的推进和调整都可以

完善的电力市场体系，破解新能源消纳困局，发掘市场化改革红利，引导电力资源优化配置等具有十分重要的意义，我委将按照国家及自治区电力市场建设的统一安排部署，科学有序推进电力现货市场建设，推动我区电力工业高质量发展。
人民政府、国家能源局同意，我委印发实施《新疆电力现货市场建设试行方案》。 该《方案》提出了新疆电力市场建设的总体思路及目标，明确分三步走的方式实施电力现货市场建设。起步阶段：选择以集中式+节点边际电价

+负荷的方式就近促进新能源消纳。 同时，允许增量配电网内的电源和用户，同等参与新疆电力市场化交易，且只收取用户1次输配电价。鼓励电网企业以混合所有制方式参与增量配电网项目建设与运营，在增量配电网内可
日前，新疆维吾尔自治区发展改革委印发《关于加快推进增量配电项目建设的通知》，通知中明确了增量配电网作为公用电网的定位，与公用电网享受同等权利，承担同等义务。允许增量配电网接入火电、风电、光伏、水电

修改应当对配电网运营者提供保底供电服务的义务以及保底供电价格形成机制进行法律上的确认。 现行《电力法》规定的电力交易仅涉及发电企业与电网企业以及电网企业与用户之间的交易，随着改革中供电侧与售电侧的放开
，交易主体的多元化带来复杂多样的交易关系，《电力法》的修改要对此进行回应。其一，对《电力法》规定的电价实行统一政策，统一定价原则进行修改，由法律对政府定价、市场定价的范围进行明确，禁止行政权力对市场化

，增加了系统的调峰压力，给电力系统的调度和运行提出了更高的要求。此外，根据国家能源政策，十四五时期更要突出市场化、低成本优先发展可再生能源战略，在未来可再生能源平价时代，甚至上网电价低于燃煤标杆电价的

，推进风电、光伏发电向平价上网过渡。在电力市场改革不断深化推进的过程中，新能源企业不仅面临电价整体下降和平价上网的形势，还需要应对补贴严重滞后的困境，可谓挣扎在温饱线。 按照部分地方要求的配套5
项目建设有关工作的通知》要求，组织新能源企业参与电力市场化交易和储能设施建设。在《关于组织申报2020年国家补贴光伏发电项目的通知》中，也明确将配置储能项目作为重要的技术评审条件。 湖南印发的《关于组织申报

8月27日，国家发改委、国家能源局发布关于公开征求对《国家发展改革委国家能源局关于开展风光水火储一体化源网荷储一体化的指导意见(征求意见稿)》意见的公告。征求意见稿指出，风光水火储一体化侧重于电源
%。根据国家发展改革委能源研究所发布的《中国新能源发展路线图2050》，到2050年，太阳能发电量将达到21000亿千瓦时，也就是说，光伏发电量要在2018年的基础上提高近11倍。要实现这个目标，储能将是绕

的逐步深入，也给未来储能深度参与市场化电力运营铺平了道路。随着电力市场改革和可再生能源政策都将储能纳入支持范围，未来5年，产业发展形势乐观。 除了可再生能源发展和电改带来的巨大机遇，今年以来新基建的
良好态势。当前，多种储能技术正在通过市场化方式应用于可再生能源消纳、分布式电力和微网、电力辅助服务、电力系统灵活性、能源互联网等，遍布能源电力生产消费各个环节，技术上取得了良好成效。 从行业发展特征看

，国家发改委已经下发修改了燃煤标杆电价制度，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为基准价+上下浮动的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15

讨论的平价价格是指各地的火电标杆电价。十四五时期，随着电力体制改革的推进，标杆电价被取消后，风电上网电价如何执行有待明确。 第四，各类非技术成本过高。风电企业还在承担着越来越高的不合理的辅助服务