直购电

，从新一轮电力体制改革大幕开启，到一系列配套文件的发布，2015年新电改顶层设计方案的出台为光伏产业发展注入强心剂。其对购电、发电的优先权进行了重新界定，明确提出要优先赋予风能、太阳能、生物质能等清洁
可再生能源优先发电、优先调度的权利，使一直以来因较高成本而处于市场竞争劣势地位的新能源拥有了具有保障性的 计划电量，开始享受曾经火电的专属特权我国能源市场长久以来固若金汤的垄断性局面开始出现裂痕

效应，但最能反映新电改进程的莫过于某全国性发电集团。据统计，2015年1-8月，该集团市场电量占全部发电量的11.3%，平均电价每千瓦时0.30元，比批复电价降低0.11元。其中：大用户直购电占5.62
首批售电侧改革试点地区，正式拉开售电侧改革序幕。 新电改如何推进，一直是业内外关注的焦点。自去年3月份新电改方案出台以来，试点区域不断扩大，至现如今的重庆进入实际操作阶段，电改已在多地区落地开花。电改

秋天首次并网发电。110MW净发电量的满负载发电已经实现，并且根据与内华达州最大的电力公共事业公司内华达电力公司（NV Energy）达成的为期25年购电协议，该项目已经通过了实现全面商业化运营所需的
小时数与可用性比例进行运转。SolarReserve自2011年起一直活跃于中国的可再生能源市场。考虑到2020年部署10GW光热发电的政府计划，SolarReserve也将在中国光热发电(CSP)市场

全国性发电集团。据统计，2015年1-8月，该集团市场电量占全部发电量的11.3%，平均电价每千瓦时0.30元，比批复电价降低0.11元。其中：大用户直购电占5.62%，每千瓦时降价0.065元;竞价电量
首批售电侧改革试点地区，正式拉开售电侧改革序幕。新电改如何推进，一直是业内外关注的焦点。自去年3月份新电改方案出台以来，试点区域不断扩大，至现如今的重庆进入实际操作阶段，电改已在多地区落地开花。电改的红利

一个故事，又让弃风的传说再度升级。五家新能源发电企业向发改委告状，说是2016年甘肃省给新能源的发电量仅有50亿千瓦时，其余的发电量，全靠与大用户签订直购电量，或者与各企业的自备电厂签订发电权置换
电网企业优先全额收购可再生能源发电。为了鼓励可再生能源发展，中国设立了可再生能源基金，对可再生能源发电予以补贴，补贴规模已上调至每千瓦时1.9分。（尽管补贴的钱一直不够，发放给企业的周期也很长）最近还有

单晶硅组件生产2GW。SunEdison表示，其还将向隆基提供其韩国合资工厂SMP专利高压硫化床反应器工艺生产的多晶硅，隆基过去一直无法获得低成本多晶硅。该工厂的出售将导致三千五百万美元的一次性减值和重组
下游业务继续遭遇严重困难。在最近的形势变化中，夏威夷公共部门Hawaiian Electric上周向该美国岛州的公共事业委员会递交文件，要求终止其与SunEdison的三个光伏项目购电协议。该公共部门

售电公司提供。自从1998年德国在售电端引入竞争，初期个人用户并没有舍弃一直依赖多年的传统售电公司。而近几年，随着售电侧竞争愈加激烈，2012年，大约20%的家庭用户和更有竞争力的售电商签订了购电
行业和中国一样非常集中，上述四大能源集团拥有了56%的装机容量以及发电量占到德国总发电量的大约59%。由于受到弃核政策影响，近几年来发电量比例一直处于下降状态，2010年这一比例还高达84%。虽然四大

50亿千瓦时，其余的发电量，全靠与大用户签订直购电量，或者与各企业的自备电厂签订发电权置换交易完成。这种政策在2015年已有所实施，在已进行的交易中，新能源企业将区域标杆电价全部让出，仅得国家补贴
31日，国家能源局起草下发了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法(征求意见稿)》。虽然尚在征求意见中，但一些条款已开始向新能源企业倾斜。比如：将可再生能源并网发电项目年发电量划分为保障性收购电量部分和

瓦时，其余的发电量，全靠与大用户签订直购电量，或者与各企业的自备电厂签订发电权置换交易完成。这种政策在2015年已有所实施，在已进行的交易中，新能源企业将区域标杆电价全部让出，仅得国家补贴，方可获得部分发电权
新能源企业倾斜。比如：将可再生能源并网发电项目年发电量划分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分，各地电网要优先安排保障性收购部分，如因调度安排等原因导致没有优先收购，要对可再生能源并网发电项目给予补偿。上述

优先电厂。认定后的市场主体包括四类：优先或非竞争性售电主体、竞争性售电主体、优先购电用户和竞争性购电用户。接下来的问题是，各类市场主体能够参与哪些电力交易?这里，云南又面临一个问题，即云南是西电东送大
改革既非电力市场化交易的充分条件，也非必要条件。换个思路，电网营利模式的改变，应该是市场化改革的自然结果，而不是改革手段。因此，问题归结到了笔者一直强调的，9号文的改革路径存在偏差和隐患。实际上，云南