深化电力市场化改革 助力绿色转型

为完整准确全面贯彻党中央、国务院决策部署，确保如期实现碳达峰碳中和目标，迫切需要从顶层设计角度出发完善能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施、建立统筹协调的一体化推进机制。在此形势下，国家发展改革委、国家能源局于近日印发了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（以下简称《意见》）。《意见》围绕我国能源相关领域碳达峰碳中和目标，针对现有的能源体制机制和政策的不足，聚焦深化体制改革、机制创新和关键政策，立足能源生产和消费的全过程，提出了完善能源绿色低碳转型体制机制的总体要求、重点任务和政策措施。同时，《意见》还体系化提出了电力市场化改革体制机制和政策措施，围绕构建新型电力系统提出了电力市场化改革的新方向和着力点。

电力市场化改革是能源绿色低碳转型的助推器

能源生产和消费相关活动是最主要的二氧化碳排放源，而电力是能源领域最大的碳排放领域、约占能源活动二氧化碳排放总量的41%。因此，能源绿色低碳转型的关键是电力系统的转型，是从煤电为主体的传统电力系统转向新能源为主体的新型电力系统。构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现“双碳”目标的基本路径。在供给侧，波动性、随机性新能源高比例接入，预计到2030年风电、太阳能发电装机将达到12亿千瓦以上；在传输侧，多能源品种相互转换；在负荷侧，分布式新能源、微电网、互动式设备大量接入，高度电气化的终端负荷多元发展，电力“产消者”大量涌现。

电力市场化改革为新型电力系统赋能，是促进电力系统绿色低碳发展，实现电力系统灵活高效、多元互动的助推器。首先，推动电力市场化改革，能够以市场化方式倒逼能源供给侧调整、引导消费侧绿色电力消费，促进能源供给和消费结构调整，提高能源消费结构中的可再生能源比例。其次，运用市场化手段，将最大限度还原电力商品属性，激发市场主体活力，引导电力投资、调动系统灵活性资源、促进源网荷储有效互动、引导多元主体参与系统运行决策，提升电力利用效率，最终实现资源的优化配置。

电力市场化改革支撑新型电力系统加速建设和高效运行

针对现行电网基础设施及电力系统运行机制不适应清洁低碳能源大规模发展的问题，《意见》提出了电力市场化解决方案，将为新型电力系统建设和运行的关键领域提供体制机制和政策保障，体系性支撑清洁低碳能源大规模发展。

一是建立支持可再生能源广域输送和消纳机制。大电网是我国实现能源资源全国优化配置的重要平台，需要进一步发挥作用。我国80%以上的煤炭、水能、风能和太阳能资源分布在西部和北部地区，70%以上的电力消费集中在东中部地区，能源基地距离负荷中心1000~3000千米。资源与需求明显逆向分布，客观上需要在全国范围内自西向东、自北向南大规模、远距离调配能源。《意见》提出，进一步完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围内消纳；鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。

二是建立适应市场化改革的清洁低碳能源优先消纳利用机制。过去几年的发展经验表明，清洁低碳能源快速发展为缓解能源资源约束和生态环境压力作出突出贡献的同时，发展不平衡不充分产生的清洁能源消纳问题严重制约电力行业健康可持续发展。“十四五”期间我国新能源年均装机规模将在“十三五”基础上有大幅度的提升，不仅装机规模将进一步扩大，对新能源电量消纳利用水平也提出更高要求。为保障新能源电量高水平的消纳利用，需要形成适应高比例可再生能源、完整统一的高标准电力市场体系。《意见》提出，建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革；完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制；积极推进分布式发电市场化交易。

三是培育发展配售电环节独立市场主体，完善其价格形成机制。在新型电力系统下，微电网、局域网、大规模柔直等新型组网技术快速发展、各类电网融合并存，分布式新能源、电动汽车、储能等设施大量布置，虚拟电厂、负荷聚合商、综合能源服务商等新兴业务主体不断出现，配售电环节市场主体加速多元化。为充分发挥新兴主体的作用、进一步拓宽新能源消纳空间，需要不断将电力市场主体纳入市场交易并疏导合理成本。《意见》提出支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则，完善支持储能应用的电价政策。

四是建立支持灵活性电源市场化建设和运行机制。目前我国灵活调节电源比重较低，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，新能源富集的“三北”地区灵活调节电源不足3%。比较而言，西班牙、德国、美国灵活电源比重占比分别为34%、18%、49%。灵活的发电方式需要灵活的电力系统作为支撑。在“双碳”背景下，新能源大规模并网对电网稳定性、连续性和可调性造成极大影响，对电力系统调峰能力提出很高要求。《意见》提出完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制；鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与电力系统运行；完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。

五是建立电力需求响应市场化机制。在传统的电力系统中，供需的实时平衡要求主要通过发电侧提供出力的灵活性来达到。2030年我国终端能源消费电气化水平将由目前的27%增长到39%，2060年甚至增长到70%左右。规模庞大、单个体量小和市场主体众多的亿万用户的用电负荷，蕴藏着巨大的需求侧调节资源。新型电力系统下，需求侧管理将进一步深化，加强用户侧需求响应能力建设，实现其对电网需求的主动响应。《意见》提出推动电力需求响应市场建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷，促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用；支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节；加快推进需求响应市场化建设，探索建立以市场为主的需求响应补偿机制。

六是建立绿色电力消费市场化促进机制。建立以新能源为主的新型电力系统，不仅要从供给侧让绿电发得出、送得广，还需要从消费侧让绿电有激励、用得好，让消费绿色电力的积极性被更好地激活。目前受观念滞后、投入成本大、市场交易机制欠缺等诸多因素制约，绿色电力消费尚未完全深入人心，没有形成广泛的社会影响力。《意见》提出完善和推广绿色电力证书交易，鼓励产业园区或企业通过电力市场购买绿色电力，鼓励各种类型的分布式能源供能，将为有志于率先实现100%零碳能源利用的用户提供多元化的绿色能源获取途径。

关键字:   电力市场 改革