電力市場化改革可以有哪些突破？中電聯(lián)答每經(jīng)問：探索將可再生能源消納責(zé)任權(quán)重落實到終端用戶

每經(jīng)記者 周逸斐    每經(jīng)編輯 陳星    

近日，《中共中央關(guān)于進(jìn)一步全面深化改革 推進(jìn)中國式現(xiàn)代化的決定》（以下簡稱《決定》）對外發(fā)布?！稕Q定》指出，深化能源管理體制改革，建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場。推進(jìn)水、能源、交通等領(lǐng)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(yè)聯(lián)合會（以下簡稱中電聯(lián)）召開《2024年上半年全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》新聞發(fā)布會，中電聯(lián)規(guī)劃發(fā)展部主任張琳在回答《每日經(jīng)濟(jì)新聞》記者上述提問時表示，要健全可再生能源消納責(zé)任制度，探索將可再生能源消納責(zé)任權(quán)重落實到終端用戶。

另外，上述報告預(yù)計，2024年全年用電量同比增長6.5%左右，最高用電負(fù)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(lián)還發(fā)布了全國電力消費和供應(yīng)系列指數(shù)。2024年6月，非化石能源發(fā)電綜合指數(shù)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(fā)電綜合指數(shù)為210.6，比2020年基期增長了110.6%，同比增長27.3%。在“雙碳”目標(biāo)引領(lǐng)下，非化石能源發(fā)電綜合指數(shù)快速增長。

發(fā)布會現(xiàn)場 每經(jīng)記者 周逸斐 攝

 

引導(dǎo)各方合理承擔(dān)新能源消納責(zé)任及成本

《決定》提出，深化能源管理體制改革，建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場。推進(jìn)水、能源、交通等領(lǐng)域價格改革。

張琳在回答《每日經(jīng)濟(jì)新聞》記者提問時表示，要加快構(gòu)建全國統(tǒng)一電力市場體系，推動市場基礎(chǔ)制度規(guī)則統(tǒng)一、市場監(jiān)管公平統(tǒng)一、市場設(shè)施高標(biāo)準(zhǔn)聯(lián)通，創(chuàng)造更加公平、更有活力的市場環(huán)境，實現(xiàn)資源配置效率最優(yōu)化和效益最大化。

張琳進(jìn)一步指出，應(yīng)聚焦三方面改革著力點：

一是加快推進(jìn)全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)。加快完善國家層面“1+N”基礎(chǔ)規(guī)則體系和電力市場技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系，推動多層次市場間有序銜接、協(xié)同運行。貫徹京津冀協(xié)同發(fā)展、長三角一體化、粵港澳大灣區(qū)建設(shè)等國家區(qū)域重大戰(zhàn)略，推動區(qū)域內(nèi)余缺互濟(jì)和資源優(yōu)化配置。推動跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃逐步轉(zhuǎn)為中長期合同，提高跨省跨區(qū)交易的市場化程度。

“二是進(jìn)一步完善電力市場交易機(jī)制。深化省內(nèi)中長期市場連續(xù)運營，推動中長期市場分時段形成價格并開展結(jié)算。規(guī)范電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，推動具備條件的現(xiàn)貨市場逐步轉(zhuǎn)入正式運行。完善輔助服務(wù)市場機(jī)制，增加體現(xiàn)系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)價值的備用、爬坡等輔助服務(wù)交易品種。”張琳說。

三是有序推動新能源進(jìn)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(yīng)性。健全可再生能源消納責(zé)任制度，探索將可再生能源消納責(zé)任權(quán)重落實到終端用戶。健全綠電、綠證交易機(jī)制，引導(dǎo)各方合理承擔(dān)新能源消納責(zé)任及成本。

須通過源端減碳等方式進(jìn)一步推動煤電低碳轉(zhuǎn)型

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

當(dāng)前煤電低碳改造面臨怎樣的挑戰(zhàn)？張琳透露，我國能源領(lǐng)域碳排放占全國總量的80%以上，電力碳排放在能源行業(yè)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(shù)自主創(chuàng)新發(fā)展并實施煤電節(jié)能改造，煤電機(jī)組碳排放水平逐步降低。但隨著新能源大規(guī)模并網(wǎng)，煤電調(diào)峰的深度和頻度持續(xù)增加，煤電運行條件已經(jīng)發(fā)生深刻變化，僅靠節(jié)能實現(xiàn)持續(xù)降碳的難度越來越大。”張琳說。

從當(dāng)前我國煤電機(jī)組的現(xiàn)狀來看，低碳改造有哪些空間可以挖掘？

張琳認(rèn)為，在“雙碳”目標(biāo)下，為確保全社會如期達(dá)峰，須通過源端減碳、末端固碳等技術(shù)方式進(jìn)一步推動煤電低碳轉(zhuǎn)型。

從技術(shù)實施情況看，煤電耦合生物質(zhì)發(fā)電已在山東十里泉、日照等燃煤電廠實施，有關(guān)技術(shù)已具備規(guī)?；痉兜幕A(chǔ)；摻氨燃燒屬于前沿發(fā)電技術(shù)，近年來我國在廣東臺山等地進(jìn)行了工業(yè)級燃煤機(jī)組摻氨燃燒試驗，已經(jīng)具備規(guī)?；痉痘A(chǔ)；煙氣碳捕集利用與封存已在多個電廠進(jìn)行了不同規(guī)模的實踐。

總體來說，各項技術(shù)已經(jīng)基本成熟，具備推廣應(yīng)用的基礎(chǔ)，但均面臨煤電降碳運行成本升高的挑戰(zhàn)，同時還存在著受生物質(zhì)資源、綠氨產(chǎn)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(jìn)。

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