我国新能源发电进入平价发展新阶段

　　新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步有序推进，取得显著成效，电力现货市场建设稳步进行，风、光新能源进入平价发展新阶段，主体多元、竞争有序的电力交易市场体系初步形成。

　　国家能源局市场监管司司长戴俊良在接受媒体采访时指出，电力体制改革是我国经济体制改革的重要组成部分，党中央、国务院一直高度重视，电力市场化改革持续向纵深推进，经历了 “从无到有”的历程。“双碳”目标的提出开启电力市场化改革新篇章。2022年，国家发展改革委、国家能源局联合印发 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，标志着电力市场化改革新篇章开启。

　　市场化改革不断深化

　　2015年新一轮电力体制改革以来，按照“先试验、后总结、再推广”的原则，我国电力市场化改革不断深化，逐步构建了以中长期交易为

　　“压舱石”、辅助服务市场为“调节器”、现货试点为 “试验田”的电力市场体系。

　　戴俊良介绍，在去冬今春能源保供中，中长期市场保供应稳定、辅助服务市场保系统运行安全、应急调度交易保突发处置的市场机制发挥了重要作用。其中，中长期市场“压舱石”作用凸显，2021年年度、月度交易电量超95%，有效稳定了电力供需。

　　今年是落实 “十四五”规划以及 “双碳”目标的关键之年，电力市场要向 “从有到优”升级，发挥对能源清洁低碳转型的支撑作用。

　　戴俊良指出，首先，加快构建全国统一电力市场体系。进一步规范各层次电力市场秩序，健全中长期、现货交易和辅助服务交易有机衔接的电力市场体系；深化市场机制，降低市场主体制度性交易成本，打破省间壁垒，提高大范围资源配置效率；加快电力市场标准化建设进程，建立完善的标准体系框架，统一与市场相关的名词概念、数据口径和技术标准。

　　其次，进一步完善电力市场功能。持续推动电力中长期交易，发挥其平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用；积极稳妥推进电力现货市场建设，引导现货市场更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系；完善深化电力辅助服务市场，丰富交易品种，健全价格形成机制，更好体现灵活调节性资源的市场价值；培育多元竞争的市场主体，推动工商业用户全部进入市场，有序推动新能源参与市场交易。

　　再次，加强市场交易秩序监管。督促市场成员严格执行国家相关政策，遵守市场交易规则，完善交易组织流程，规范电网企业代理购电行为；夯实市场运营机构主体责任，加强对市场运营情况的监控分析，做好电力电量平衡和信息披露工作。

　　电力现货市场建设成效显著

　　自2017年8月国家发展改革委、国家能源局发布第一批电力现货交易市场试点以来，我国电力现货市场建设稳步推进。

　　具体来看，广东、山西、山东、四川、甘肃5个试点地区已于2021年启动现货不间断试运行，并持续运行至今，期间结合试运行情况对规则进行了更新迭代；浙江和蒙西近期更新了现货市场相关规则，浙江将在新规则确定后开展现货市场模拟与调度试运行，蒙西于2022年6月1日启动连续结算试运行；福建自2020年启动长周期结算试运行以来，一直以发电侧单边参与方式开展，近期正修订市场交易规则，待通过后推动模拟与结算试运行。2021年3月，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等第二批现货试点名单公布。

　　清华大学能源互联网智库中心常务副主任陈启鑫介绍，目前我国电力现货市场试点共有14个，电力现货市场建设成效显著。

　　其一，充分体现了现货市场对电力资源的价格发现作用。在现货市场机制下，市场主体提前申报供给与需求投标，并由市场运营机构统一出清，形成分时段市场出清价格，体现了电力能源不同的时间价值属性；在系统网络传输线路出现阻塞时，每个区域与节点会产生不同的电价，体现了电力能源不同的空间价值属性。在不同时间与空间价格信号影响下，市场主体被引导更科学地用能。

　　其二，多元市场主体有序参与并享受市场机制释放的社会福利。目前许多试点地区已实现发电、用电双侧参与，通过双侧主体报量报价形式，共同参与资源优化配置。

　　其三，实现了中长期合约与现货市场交易有效衔接。一般而言，市场80%以上的交易电量在中长期交易中锁定，以规避风险。但是很多中长期交易合约只确定了电量与价格，未就详细电力结算曲线达成一致，与现货市场衔接存在难题。部分试点省区已提出现货市场标准化结算曲线等解决方案，实现了中长期交易与现货市场高效衔接。

　　新能源进入平价发展阶段

　　一直以来，我国对新能源主要采用 “保量保价”的保障消纳政策，有力促进新能源发展的同时，也为实现能源转型和 “双碳”目标打下了良好基础。

　　中国电力联合会规划发展部副主任韩放介绍，截至2022年6月，风、光新能源装机达到6.8亿千瓦，占总装机的27.82%，装机规模稳居全球首位，技术与成本优势日益凸显，除海上风电外已进入平价发展新阶段。

　　从全国总量来看，集中式新能源电站参与市场交易比例相对较高。调研数据显示，大型能源企业新能源交易电量占新能源总发电量的28%以上，预计2022年新能源交易电量市场化比例达到30%以上。未来以新能源为主体的新型电力系统构建中，新能源参与电力市场成为必然趋势。

　　从各区域来看，新能源占比低的地区以“保量保价”的保障性收购为主，新能源上网电量执行批复电价，不参与市场化交易。新能源占比较高的地区，如华北、西北、东北等多数省份以 “保障性消纳+市场化交易”方式消纳新能源，“保量竞价”电量参与电力市场，新能源自主参与各类市场化交易，由市场形成价格。部分省份新能源可自行选择是否进入市场，根据电网季节性消纳能力变化选择是否通过市场交易减少弃电量。

　　从参与程度来看，各省新能源参与市场交易程度不同。以西北为例，部分省份下达的保障性利用小时数较高，如陕西2021年仅有15%的新能源电量参与市场，青海则已全部参与，其他省份新能源市场化上网电量比例在15%至65%不等。

　　从市场范围和形态来看，跨区跨省和省内等市场都进行了一系列探索。跨区跨省市场有新能源与火电打捆参与中长期交易、跨省区可再生能源现货交易以及跨省调峰辅助服务市场；省内市场包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场等，交易品种有电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。（张楠）

　　 转自：中国工业报