清华教授：双一流建设离不开教师这第一资源

因为各种原因，在我们的实践中，应用相对比较少。

其背后的逻辑似乎是之前的所有政府性电价附加补贴，包括三峡、脱硫脱硝等，都基本在这一水平。目前的这种模糊不确切、存在过度解释与对电网过高要求的设计在这种情景下，危及了可再生能源发展自身。

在一个电源普遍过剩的环境下，额外的新增机组避免的成本很低(要大大低于煤电的流动成本，更不要说超过全成本的标杆电价了)。光伏政策的调整对于全社会意味着什么?希望有更加透明的讨论，更加透明的政策制定与实施过程。情景三：基于行业与政府的讨价还价，政策本身有所松动，走出了一条中间道路，维持降低的补贴，但是扩大的补贴规模，使得能源转型缓慢但是稳健。重要的是，此前一直持社会普遍服务积极支持的电网出现了变化。那么，每发展1MW的光伏市场化交易(比如年小时数1200小时)，意味着其他用户的负担需要每年增加12万元。

只不过，美国的部分地区，电网的费用对于大用户，往往还是以容量收费的(也就是不管用多用少，根据容量掏钱)，更像一种服务，而不是根据消费量计算的能源商品。电网承诺消纳程度的政府政策使得电网最好的选择是不承诺并网。据光伏們统计，这个月的新增光伏装机规模超过10GW，其中宁夏(1.49GW)、青海(1.27GW)、河北(0.92GW)、江苏(0.9GW)和黑龙江(0.64GW)成为6月份新增装机排名前五的省份。

根据此前我们对中国及全球2018年光伏市场装机预期：中国31 GW，降幅40%;全球总计90GW 以及行业其它权威机构对2018年光伏装机的预测，可以预见下半年的市场需求及竞争情况。地面电站终于上量了，接近8GW。从531新政发布后，关于光伏行业全球装机量(尤其是中国)的预测新闻从未停歇，那么，过去的半年，中国光伏装机情况到底如何?根据中国光伏行业协会王勃华在黄山大会上发布的数据，2018年1-5月中国新增光伏并网装机约13-14GW，同比增长超过20%。山东、江苏、浙江、河南的分布式光伏新增装机容量均超过GW，四省新增装机量超光伏总新增装机量的40%。

集邦新能源网EnergyTrend：31.6GW，各季度各类型光伏系统并网量预期如下图(MW) 其他机构 。2018年1-6月中国光伏新增装机约超24GW由此可得出2018年上半年中国光伏新增装机约超20GW，从数据看，上半年分布式光伏发展非常迅猛。

转眼，2018年已经过去了一半，过去的半年对中国光伏产业来说，可谓冰火两重天。一季度各家财报亮眼，收成喜人，行业发展晴空万里;二季度后半段开始形势急转直下，产能压力、价格下滑、政策变动、需求萎缩......还没来得及一一消化，一部分企业已经裁员，破产、黯然退场。分布式光伏约为2.2GW，排名靠前的地方为山东、浙江、广东、安徽、江苏、山西。进入6月，这是一个神奇的月份

(五)探索建立高峰用电市场化机制。(三)发电企业、电力用户和售电企业等市场主体完成注册程序后，纳入市场主体目录，获得交易资格。2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。(四)拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求，成为合格市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则参与交易。

(四)为促进清洁能源消纳，支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。水电比重大或消纳受限地区，可根据实际情况有序放开水电，扩大水电参与市场化交易比例。

北京、广州两个电力交易中心要积极创造条件，完善规则，加强机制建设，搭建平台，组织开展跨省跨区市场化交易。(四)发电企业与电力用户、售电企业进行直接交易的，应按市场交易规则和电网企业签订三方购售电合同，明确相应的权利义务关系、交易电量和价格、服务等事项，鼓励签订1年以上中长期合同，可由各地组织集中签订，也可自行协商签订，签订的合同由电力交易机构汇总和确认，由电力调度机构进行安全校核。

六、规范市场主体交易行为(一)发电企业、电力用户和售电企业注册成为合格市场主体后，自愿在电力交易平台按照批准和公布的交易规则参与各类交易，遵守有关规定，服从统一调度管理和市场运营管理，接受政府有关部门监管。(二)发电企业、电力用户按要求和固定格式签署信用承诺书，向交易机构提交注册材料，并对提交材料的真实性、准确性、合规性和完备性负责，交易机构收到企业提交的注册申请和注册材料后，原则上在7个工作日内完成材料完整性核验，注册自动生效。抓紧建立清洁能源配额制，地方政府承担配额制落实主体责任，电网企业承担配额制实施的组织责任，参与市场的电力用户与其他电力用户均应按要求承担配额的消纳责任，履行清洁能源消纳义务。(六)2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发用电计划，全电量参与交易，通过市场化交易满足用电需求，建立市场化价格形成机制。此外，有序开展分布式发电市场化交易试点工作，参与交易的应科学合理确定配电电价。(七)参与交易的发电企业，其项目的单位能耗、环保排放、并网安全应达到国家和行业标准。

(三)在确保供电安全的前提下，完善和创新交易规则，推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参与市场化交易，增加上网电量，促进消纳。四、积极培育售电市场主体(一)积极推进售电企业参与交易，售电企业履行相关程序后，可视同大用户与发电企业开展电力直接交易，从发电企业购买电量向用户销售，或通过交易机构按规则参与各类交易。

为促进和鼓励资源综合利用，对企业自发自用的余热、余压、余气发电等资源综合利用机组，继续实施减免系统备用费和政策性交叉补贴等相关支持政策。(二)各地应结合实际，统筹发用电侧放开节奏，做好供需总量平衡，进一步明确放开各类发电企业、电力用户和售电企业进入市场的时间，明确放开比例，制定具体工作方案，并进一步完善和规范参与市场化交易的发电企业、电力用户和售电企业等市场主体准入标准、准入程序和退出机制，向社会公布。

鼓励建立与电煤价格联动的市场交易电价浮动机制，引入规范科学、双方认可的煤炭价格指数作参考，以上年度煤炭平均价格和售电价格为基准，按一定周期联动调整交易电价，电煤价格浮动部分在交易双方按比例分配。(二)支持高新技术、互联网、大数据、高端制造业等高附加值的新兴产业以及各地明确的优势特色行业、技术含量高的企业参与交易，可不受电压等级及用电量限制。

鼓励各地根据实际情况规范直接交易合同，推荐交易双方按统一合同样本签订中长期交易合同。二、推进各类发电企业进入市场(一)加快放开煤电机组参与电力直接交易，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)文件颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，投产后一律纳入市场化交易，鼓励支持环保高效特别是超低排放机组通过电力直接交易和科学调度多发电。(六)结合电力市场建设进度，鼓励和允许优先购电的用户本着自愿原则，进入市场。鼓励电能服务商、负荷集成商、电力需求侧管理服务商等扩大业务范围，帮助用户开展电力市场化交易。

(二)各相关部门要建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制，对市场主体在合同履约过程中产生的纠纷及时进行裁决，营造公平公正的市场环境，坚决避免因合同纠纷造成用户可靠供电受到影响，妥善解决因不可抗力因素造成合同难以执行等问题，避免市场主体受到不公平待遇。(五)在保证安全的情况下，稳妥有序推进核电机组进入市场，在保障优先发电计划外，鼓励核电机组通过参与交易实现多发。

园区整体参与交易的偏差电量，可探索建立在园区企业中余缺调剂和平衡的机制。通知明确在确保供电安全的前提下，完善和创新交易规则，推进规划内的风电、太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参与市场化交易，增加上网电量，促进消纳。

生产成本中电费支出占比较高的行业，交易双方可参考产品多年平均价格或上年度价格，协商确定交易基准电价、基准电价对应的产品价格、随产品价格联动的电价调整机制等，当产品价格上涨或下降超过一定区间或比例时，电价联动调整，由交易双方共同承担产品价格波动的影响。电力用户的用电价格，由三部分相加组成，包括与发电企业、售电企业协商定价机制确定的价格、政府有关部门明确的输配电价(含损耗)和政府性基金及附加。

(二)协商建立基准电价+浮动机制的市场化定价机制，基准电价可以参考现行目录电价或电煤中长期合同燃料成本及上年度市场交易平均价格等，由发电企业和电力用户、售电企业自愿协商或市场竞价等方式形成。九、加快推进电力市场主体信用建设国家发展改革委、国家能源局会同有关方面加快推进电力市场主体信用体系建设，针对不同市场主体建立信用评价指标体系，引入全国性行业协会、信用服务机构和电力交易机构，建立信用评价制度，开展电力直接交易数据采集工作，实行市场主体年度信息公示，实施守信联合激励和失信联合惩戒机制，强化信用意识，限制有不良信用记录的市场主体参与电力市场化交易。一、提高市场化交易电量规模(一)各地要总结电力市场化交易工作经验，结合实际，进一步加快推进电力体制改革，加快放开发用电计划，加快放开无议价能力用户以外的电力用户参与交易，扩大市场主体范围，构建多方参与的电力市场，大幅提高市场化交易电量规模，统筹协调好扩大市场化交易规模和放开发用电计划。积极推进电力现货市场建设，通过市场化机制形成不同时段价格，补偿高峰电力成本;现货市场建立前，参与市场化交易的电力用户应执行峰谷电价政策，合理体现高峰用电的成本和价值差异。

近日，国家发展改革委、国家能源局下发《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》(以下简称通知)。具体浮动调整方式由双方充分协商，在合同中予以明确，浮动调整期限应与电煤中长期合同的期限挂钩。

(三)积极支持各类售电公司代理中小用户参与交易，帮助用户了解用电曲线，探索建立对售电企业的余缺调剂平衡和偏差考核机制，提高市场化意识，减少市场风险。(三)电力用户原则上应全电量参与电力市场，可自主选择向发电企业直接购电或向售电企业购电。

七、完善市场化交易电量价格形成机制(一)促进输配以外的发售电由市场形成价格，鼓励交易双方签订中长期市场化交易合同，在自主自愿、平等协商的基础上，约定建立固定价格、基准电价+浮动机制、随电煤价格并综合考虑各种市场因素调整等多种形式的市场价格形成机制，分散和降低市场风险。要切实发挥好电力交易机构在市场交易核查工作中的第三方监管作用，保证各类主体市场交易行为有序规范。