今年3月，国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）文件；11月的最后一天，国家发展改革委 国家能源局《关于印发电力体制改革配套文件的通知》，并一口气发了6个配套文件；随后，又出台了一系列的解读文件。说点个人不成熟的理解。

一、未来电力市场的构成

电改后，电力市场的基础是各级“电力交易中心”，包括区域性的、省级的；各类主题通过电力交易中心搭建的电力交易平台进行交易活动。电力市场将存在四类交易主体：电网企业、发电企业、售电企业、电力用户，它们之间的关系如下图所示。

模式一： “发电企业”所发电量，经由“电网企业”架设的电网，再由“售电公司”统一出售给“电力用户”；

模式二：“发电企业”和“电力用户”直接商量好价格后，借“电网公司”的电网进行直接交易。

上述两个模式的交易，都需要再电力交易平台上进行。

二、未来电力市场的主体介绍

进入四个主体中，除了不参与竞争性市场的电力用户以外，电网企业、发电企业、售电企业、参与竞争的电力用户都有准入门槛，需要审核后获得准入资格，且进入后一段时间内不能退出，以保证市场的稳定性。

1、电网企业/供电企业

这里的“电网企业”并不是传统的“国家电网”和“南方电网”，而是指“拥有输电网、配电网运营权”、通过调度各种电源电量消纳的公司，包括地方电网、趸售县、社会资本投资的配电公司（高新产业园区和经济技术开发区）等。

电网企业除了赚取“输电服务费”以外，还要承担的一些责任：

1）提供其供电营业区保底供电服务；

2）履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任；

3）向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力用户供电，按照政府规定收费。

为了保证电网公司具备上述能力，电网公司的准入门槛如下：

1）首先必须是一家有独立法人资格的公司，并且有设备、有专业人员；

2）有一定的注册资金。2000万元是最低要求，不同的资金对应不同的售电量业务。

3）拥有配电网经营权的售电公司应取得电力业务许可证（供电类）（这是最关键的一条！）

当获得“电力业务许可证”以后，要到“交易机构”注册，才可以参与电力市场的各种活动。在一个供电区域范围内，但只能有一家拥有该配电网经营权的“电网企业”，并提供保底供电服务。

2、发电企业

1）项目应符合国家规定，单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。

2）新核准的发电机组原则上参与电力市场交易。

3、售电企业

售电主体可分为三类：一是电网企业的售电公司；二是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；三是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。同一供电营业区内可以有多个售电公司。

4、电力用户

电力用户大致分为三类，如下图所示。

1）居民、农业、重要公用事业和公益性服务用户

由于这类电力用户享受国家的电力交叉补贴，执行比较低的电价；而且，这类用户都是小用户，缺乏议价能力。因此，一旦进入竞争性市场，其电价必然会比现在高。为了保障他们的利益，这里用户实行国家定价，国家继续给这类户用提供交叉补贴。

2）大工业、工商业用户

这类用户是参与市场交易的主体。由于这类用户用电量大、议价能力强，且目前的电价偏高，因此有参与竞价市场的动力。

然而，并不是所有的工商业用户都可以参与市场的，必须复核一定的条件：应为接入电压在一定电压等级以上，容量和用电量较大的电力用户。新增工业用户原则上应进入市场交易。

符合准入条件的用户选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电。进入市场后，在一定周期内不可退出。

如果觉得竞争市场不确定性大，符合准入条件的用电户也可以选择不参与竞争市场，而由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。

因此，未来符合条件的工商业、大工业用户，既可以走保守路线，继续接受政府定价；也可以走激进路线，参与竞价市场。竞价市场的电价肯定会低于政府定价，否则，大家都会走保守路线，不进入竞价市场。

上述几类用户，要进入竞价市场，都有准入门槛。一般是省政府定期公布具备资格的企业名目，进入名录后才能成为交易主体；准入资格实行动态管理，可以退出。

三、未来电价组成及特点

1、未来的电价组成

未来的电价组成如下：

1）“居民、农业、重要公用事业和公益性服务用户”电价

采用政府定价：

售电电价 = 发电电价+输配电价+服务费-交叉补贴

2）“大工业、工商业”用户

采用竞争性电价:

售电电价 = 发电电价/协商电价+输配电价+政府性基金+服务费。

2、各个量的意义

1）发电电价/协商电价：由电力市场竞价获得，或者业主与用户协商获得。

2）输配电价：也就是过网费，即电网公司提供电力输送服务的费用。不同的电压等级，将收取不同的费用。同时，政府对居民用户等的交叉补贴，也含在这里面。

3）政府性基金：包含国家重大水利工程建设基金、农网还贷资金、可再生能源发展基金、大中型水库移民后期扶持资金和城市公用事业附加费等。

4）服务费：售电公司为用户提供服务的费用。

因此，未来用户的电费账单将会包含：电量电费、输电服务费、政府性基金、辅助服务费四项。

3、上述模式的优点

1）“输配电价+政府性基金+服务费”相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格。当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低电力用户的用电成本。

2）对发电企业而言，“以销定产”将抑制发电企业的盲目扩张冲动；对用电企业而言，市场化的定价机制将有效抑制不合理的用电需求。

四、如何保障可再生能源的全额消纳

电改文件中提出“保障可再生能源的全额消纳”，那采取哪些措施？

1、确定一类优先发电权

首先，确定了优先发电的项目范围，并划分为二类。纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电原则上列为一类优先保障。

优先发电的项目，可以按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。

2、确定具体的保障措施

其次，采取了一些保障措施。

1）一是留足计划空间。各地安排年度发电计划时，充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电。

2）加强电力外送和消纳。跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。

3）统一预测出力。调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测，并充分利用水电预报调度成果，做好电力电量平衡工作，科学安排机组组合，充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量，在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网；面临弃水弃风弃光情况时，及时预告有关情况，及时公开相关调度和机组运行信息。可再生能源发电企业应加强出力预测工作，并将预测结果报相应调度机构。

4）组织实施替代，同时实现优先发电可交易。修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间。鼓励开展替代发电、调峰辅助服务交易。

3、简单分析

通过上述措施可以看出：

对于大型地面光伏电站，电网公司按照其光功率预测结果，提前留足空间，按政府的电价进行收购。但在计划之外的，可能要参与市场竞争。因此，大型地面光伏电站的限电问题，未来可能部分解决，但不可能完全解决；光功率预测将格外重要！

对于分布式光伏电站，电网企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。因此，分布式光伏肯定不存在消纳的问题。而且，未来所有的电费结算，将由电网企业统一负责。采用这种方式：

分布式光伏项目电费的结算对象将不再是用电户，而是电网公司，直接解决了目前存在的、个别无信誉企业用电却不支付电费的情况。因此，在目前标杆电价逐年下降的情况下，会有越来越多的业主选择“自发自用、余电上网”模式。

对于用电户来说，无论采用分布式光伏的电，还是电网公司的电，都是跟电网公司结算；但分布式光伏的电价（没有政府基金、输配电价低）肯定会比电网公司的电便宜。因此，用分布式光伏电的动力会更大。

综上所述，个人感觉，电改后大型地面光伏电站限电的问题可能会部分解决；而由电网统一结算的方式则解决了分布式光伏的一大痛点，是个非常大的利好！