電力市場化改革可以有哪些突破？中電聯答每經問：探索將可再生能源消納責任權重落實到終端用戶

每經記者｜周逸斐    每經編輯｜陳星    

近日，《中共中央關于進一步全面深化改革 推進中國式現代化的決定》（以下簡稱《決定》）對外發布。《決定》指出，深化能源管理體制改革，建設全國統一電力市場。推進水、能源、交通等領域價格改革。

那么，電力市場化改革方面可以有哪些突破？

7月24日，中國電力企業聯合會（以下簡稱中電聯）召開《2024年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》新聞發布會，中電聯規劃發展部主任張琳在回答《每日經濟新聞》記者上述提問時表示，要健全可再生能源消納責任制度，探索將可再生能源消納責任權重落實到終端用戶。

另外，上述報告預計，2024年全年用電量同比增長6.5%左右，最高用電負荷比2023年增加1億千瓦左右。今年迎峰度夏期間全國電力供需形勢總體緊平衡。

中電聯還發布了全國電力消費和供應系列指數。2024年6月，非化石能源發電綜合指數為151.1，比2020年基期增長了51.1%，同比增長23.0%；其中，新能源發電綜合指數為210.6，比2020年基期增長了110.6%，同比增長27.3%。在“雙碳”目標引領下，非化石能源發電綜合指數快速增長。

發布會現場 每經記者 周逸斐 攝

 

引導各方合理承擔新能源消納責任及成本

《決定》提出，深化能源管理體制改革，建設全國統一電力市場。推進水、能源、交通等領域價格改革。

張琳在回答《每日經濟新聞》記者提問時表示，要加快構建全國統一電力市場體系，推動市場基礎制度規則統一、市場監管公平統一、市場設施高標準聯通，創造更加公平、更有活力的市場環境，實現資源配置效率最優化和效益最大化。

張琳進一步指出，應聚焦三方面改革著力點：

一是加快推進全國統一電力市場體系建設。加快完善國家層面“1+N”基礎規則體系和電力市場技術標準體系，推動多層次市場間有序銜接、協同運行。貫徹京津冀協同發展、長三角一體化、粵港澳大灣區建設等國家區域重大戰略，推動區域內余缺互濟和資源優化配置。推動跨省跨區優先發電計劃逐步轉為中長期合同，提高跨省跨區交易的市場化程度。

“二是進一步完善電力市場交易機制。深化省內中長期市場連續運營，推動中長期市場分時段形成價格并開展結算。規范電力現貨市場建設，推動具備條件的現貨市場逐步轉入正式運行。完善輔助服務市場機制，增加體現系統靈活調節價值的備用、爬坡等輔助服務交易品種。”張琳說。

三是有序推動新能源進入市場。明確新能源參與市場方式和路徑，提升電力市場對高比例新能源的適應性。健全可再生能源消納責任制度，探索將可再生能源消納責任權重落實到終端用戶。健全綠電、綠證交易機制，引導各方合理承擔新能源消納責任及成本。

須通過源端減碳等方式進一步推動煤電低碳轉型

《每日經濟新聞》記者注意到，《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》提出，到2027年，煤電低碳發電技術路線進一步拓寬，建造和運行成本顯著下降；相關項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發電機組碳排放水平，對煤電清潔低碳轉型形成較強的引領帶動作用。

當前煤電低碳改造面臨怎樣的挑戰？張琳透露，我國能源領域碳排放占全國總量的80%以上，電力碳排放在能源行業中的占比超過40%，且絕大部分來源于煤電。

“長期以來，我國積極推動煤電裝備技術自主創新發展并實施煤電節能改造，煤電機組碳排放水平逐步降低。但隨著新能源大規模并網，煤電調峰的深度和頻度持續增加，煤電運行條件已經發生深刻變化，僅靠節能實現持續降碳的難度越來越大。”張琳說。

從當前我國煤電機組的現狀來看，低碳改造有哪些空間可以挖掘？

張琳認為，在“雙碳”目標下，為確保全社會如期達峰，須通過源端減碳、末端固碳等技術方式進一步推動煤電低碳轉型。

從技術實施情況看，煤電耦合生物質發電已在山東十里泉、日照等燃煤電廠實施，有關技術已具備規模化示范的基礎；摻氨燃燒屬于前沿發電技術，近年來我國在廣東臺山等地進行了工業級燃煤機組摻氨燃燒試驗，已經具備規模化示范基礎；煙氣碳捕集利用與封存已在多個電廠進行了不同規模的實踐。

總體來說，各項技術已經基本成熟，具備推廣應用的基礎，但均面臨煤電降碳運行成本升高的挑戰，同時還存在著受生物質資源、綠氨產地及運輸條件、二氧化碳封存地址條件等方面的限制，需要有序推進。

在資金支持、政策支撐、優化電網調度等多角度保障下，煤電低碳改造示范項目將如期推進，可優選農業廢棄物或沙生植物豐富區域開展生物質摻燒改造；在新能源豐富且消納具有一定壓力地區，開展綠氨示范；在適宜地區實施煙氣碳捕集利用與封存，推廣應用二氧化碳高效驅油等地質利用技術、二氧化碳加氫制甲醇等化工利用技術，因地制宜實施二氧化碳地質封存。