探討風電光為主體的電力市場怎么辦
見解7：如今的電力市場交易的是千瓦時，但不確保系統可靠性。
見解8：風能和太陽能基本不能從基于邊際成本的市場收回資金。
這兩個見解都是在探討風電光為主體的電力市場怎么辦，因為現在的電力市場將顯現出兩個難以解決的問題。
第一個問題是：隨著能源轉型的持續進展，邊際成本接近于零的可再生資源的比重增加，市場電價將下降，同時化石燃料發電廠運營時間將持續減少。那么，誰來調峰，誰來提供負荷尖峰時的負荷？
《關于德國能源轉型的十二個見解》報告發布后三年，2015年7月德國聯邦經濟能源部頒布修訂后的《電力市場白皮書》，最終明確了德國對電力市場2.0的設立。電力市場2.0有兩項基本功能，之一是確保容量儲備充足，之二是實行電力的市場化消納。電力市場2.0引入容量儲備，強調更高的電力保障能力。作為容量儲備的電站將不參與電力市場交易與競爭，不對自由形成的市場電價作出影響。電力市場2.0明確了對容量市場的摒棄。
在中國，下一步的電改如何考慮容量市場還看不太準，但大體可以判斷，現有的過剩的煤電廠能夠提供足夠多的調峰能力，也能保障尖峰時所需容量。
第二個問題是：風能和太陽能的運營成本接近于零，在風和/或陽光充足時，風能和太陽能光伏設施發電量非常大，導致現貨市場上的電價降低，交易電價總會低于市場平均價格。這將導致風能和光伏的電費收入無法彌補其在市場上進行初期投資的平均成本。
風電光伏的價格向邊際成本靠攏
在中國，電力現貨市場還沒形成，但風電光伏的價格向邊際成本靠攏的情況已經初露端倪。
云南省物價局發布的《征求風電、光伏發電電價政策意見》中提出“在國家可再生能源補貼電價標準不變情況下，參照云南省水電企業平均撮合成交價作為云南省風電、光伏標桿上網結算電價”。
相當于把國家發改委目前的“風電、光伏電價由當地脫硫燃煤機組標桿上網電價和國家可再生能源補貼兩部分構成”的政策做了變更，也就是將“當地脫硫燃煤機組標桿上網電價”更換為“水電平均交易電價”。
2016年開始，云南省燃煤發電標桿上網電價為0.3358元。據云南物價局領導表示，今年上半年，以水電為主的發電企業平均成交價為每千瓦時0.206元。粗略估算，風電光伏企業的度電收入將減少約0.13元每千瓦時，隨著電力交易規模的擴大，風電光伏企業還會損失更多，
因為水電的邊際成本低于煤電，這次的政策設計，很明顯就是向讓風電光伏向水電價格靠攏。
然而，邊際成本更低的是風電和光伏自己。
壞消息來得比預想得更快。
2016年6月29日，蒙西電網首次電力無限價掛牌交易，交易總電量8.42億千瓦時，火電企業摘牌價差：0.1188元/千瓦時，折算上網電價0.1584元/千瓦時；風電參與交易價差為：0.2272元/千瓦時，折算上網電價0.05元/千瓦時。
風電0.05元/千瓦時！
在中國目前剛剛的電力市場中，風電已經出現這么低的價格，在未來的現貨市場中，會不會更低呢？
這個可能性很大！
怎么辦？
德國不斷修訂可再生能源法
德國可再生能源法的不斷修訂或許能給我們提供一定借鑒。
1、在固定電價補貼模型下，德國新能源電站所有者與政府簽訂長達20年的固定電價收購合同，新能源電力由電網運營商全額收購后在電力現貨交易所中進行交易。但是由于新能源的成本正在迅速降低，固定補貼機制突顯眾多弊端。
2、《可再生能源法》在2014年版中進行修訂，其核心為要求新并網的新能源電站進行直接上網交易。大型可再生能源項目不再只能通過電網運營商上網交易，而是改為委托售電商進行交易，交易電價當然也是彈性的。另一個重要的改變是引入招標機制，通過招標確定補貼額度。
3、今年7月，德國再次對《可再生能源法》，明確自2017年起將不再以政府指定價格收購綠色電力，而是通過市場競價發放補貼。誰出價最低，誰就可以按此價格獲得新建可再生能源發電設施入網補貼。
據相關政策，德國計劃未來每年新增的光伏裝機容量大約為2.5吉瓦。其中，每年有600兆瓦的項目采用競拍模式符合競拍機制標準的項目是地面安裝光伏項目和裝機容量超過750千瓦的屋頂光伏項目。
德國政府依然鼓勵民眾在自家屋頂安裝太陽能電池板，裝機容量小于750千瓦的小型太陽能發電設施不必參與競價，依然遵循原有補貼辦法。
探求解決之道
中國的電力市場要面對未來不斷增長的風光電，有許多問題有待解決
1、可再生能源如果設置中長期發展目標。中國為2020年和2030年設立了非化石能源在一次能源中的比重，但并沒有給電力中的可再生能源比重設置目標。
2、分布式光伏如何在規劃中引導，甚至某種強制。
3、風電光伏如果在電力交易中優先銷售，如何設計細致的制度？
4、如果風光電固定度電補貼，交易價格彈性化，會有哪些弊端，如何規避？
5、如果普遍性采用風光電建設競標制，需要細化哪些制度？
歡迎大家就此發表觀點，或分享相關資料給我，大家共同推進此項研究 hejj@tsinghua.edu.cn
