一、电力体制改革促进清洁能源直接参与电力市场化交易
西北地区限电比较严重的地区在保障可利用小时数的基础上参与电力的市场化交易，一方面可以实现多发电，改善企业的现金流；另一方面通过电力市场化交易售出的电量依然可以获得可再生能源补贴。
目前，包括国家发改委、能源局和部分省份都已经出台了多项清洁能源发电参与电力市场化交易的文件，为市场化交易和限电的改善提供了政策支持。国家电网在年初也发文明确支持清洁能源发电的消纳，其中包括：提升源网荷友好互动水平，完善补偿激励机制；优化调度运营，统筹送受段调峰资源，优先利用新能源；加快市场机制研究，推动有利于建立新能源消纳的电价机制和配额制度；加快构建全国电力市场，积极组织新能源跨省，跨区交易；加快研究电力辅助服务市场，充分调动火电企业参与调峰的积极性。
表：部分可再生能源发电参与电力市场化交易的文件
图：可再生能源电力市场化交易发展方向
根据中电联的统计数据，2017年上半年，大型发电集团风电机组累计上网电量708亿千瓦时，占其总上网电量的5%；市场化交易电量132亿千瓦时，其中跨区跨省交易电量54.58亿千瓦时。二季度上网电量388亿千瓦时，环比增长21.3%；市场交易电量为79亿千瓦时，环比增长49%。上半年大型发电集团风电上网电量市场化率达到18.6%。
参考观研天下发布《2018-2023年中国电力行业市场供需现状调研及投资发展前景研究报告》
分省来看，大型发电集团参加风电市场化交易的省份共有13个，其中交易电量最多的三个省份是新疆、云南和内蒙古，分别为33.2亿千瓦时、26.6亿千瓦时和21.3 亿千瓦时，平均交易电价（含跨省跨区送出交易电量电价）分别为0.44元/千瓦时、0.38元/千瓦时和0.34元/千瓦时。
图：2017上半年大型发电集团风电分省市场交易情况图
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