眾所周知，我國電力體制改革已經持續了數年，而改革的目標從來不是為了單純的降低電價，但是，價的高低走向又是評價電改效果的關鍵指標之一，因而，電價，尤其是售端電價始終牽動著關心電價人士的神經。

近日，國家發改委召開10月份定時定主題新聞發布會。政研室副主任、委新聞發言人孟瑋在會上表示，今年以來，發改委會同有關部門和地方，推動電力體制改革取得積極成效。

2015年3月15日，中共中央、國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，被譽為“啃硬骨頭的改革”正式拉開帷幕，最大的亮點是提出穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開配售電業務。

相對于售電放開而言，配電網因觸及電網企業核心利益，放開的腳步要緩慢一些。直至2016年10月11日，《有序放開配電網業務管理辦法》出臺，12月1日首批105個增量配電網業務改革試點落地。之后2017年11月和2018年4月第二批和第三批試點相繼落地，目前項目總量已達320個。

從新能源行業來看，根據中國的電力改革政策，政府將會開放售電市場，但輸電則仍在兩家主要電網公司手上(南方電網和國家電網)。由于火電和水電比其他可再生能源更具成本優勢，因此政府推出了可再生能源配額制，以保障可再生能源的發展(2020年前，發電公司的總發電量至少9%要來自非水力可再生能源;2020年前，火電公司的可再生能源發電量需至少相當于總火電發電量的15%)。根據可再生能源配額制，未達標的火電公司需要向可再生能源公司購買“綠色證書”，這將惠及可再生能源。此外，由于風電利用小時數高于光電，在更低的市場價格下仍可盈利，更具成本優勢，因此風電比光電更能受惠于可再生能源配額制。

國家能源局近日發布了2017年全國31省(區)的上網電價。其中風電平均上網電價為562.30元/千千瓦時，燃煤發電的平均上網電價為371.65元/千千瓦時。2020年風電要實現平價上網，目前來看風電仍有190.65元/千千瓦時的距離。

近年來，盡管風電、光伏等新能源發展迅速，但由于資源富集地與電力消費地不匹配、技術因素以及體制障礙導致的新能源消納難、并網難仍是困擾行業發展的難題。目前，一方面是政府大力扶持新能源建設，另一方面卻是大量的棄風棄光現象，光伏與風能發電有較多無處可用的尷尬境地。我國新能源面臨著“棄風、棄光限電”問題，導致新能源開發不得不轉向低風速、低光照地區，這些地區盡管沒有消納問題，但可開發的資源非常有限，且面臨復雜的開發環境。

針對新能源消納矛盾突出等問題，國家電網也采取多項舉措：加快電網建設，“十二五”期間累計投資約850億元人民幣，開工、投運一批特高壓重點工程，促進新能源外送消納;研究攻關風機低電壓穿越、新能源集群控制等一批重大技術問題，盡最大可能消納新能源。

不過，可以看到，全面參與市場也是新能源發電最終必然的選擇，對于新能源行業而言，享受補貼的受限發展與全面參與電力市場，究竟哪一個是現階段新能源行業的最優選擇，需要先看看成熟電力市場國家新能源進入電力市場的模式。但毋庸置疑，我國現階段新能源發展的速度和規模是任何一個成熟電力市場國家無法比擬的。國外通過溢價補貼、實施配額制、簽訂實物或金融協議等多種方式保障新能源收益，使得新能源能夠以低電價參與市場競價實現優先上網，用市場的方式實現新能源健康可持續發展。