中电联发布多个重大行业调研报告 就新能源、电价、能源保供提出新措施

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围绕着“双碳”目标，近年来我国加快提高新能源装机容量、推进新型电力系统建设等方面的工作。但新型电力系统调节能力不足、电价机制矛盾突出、煤电关系再度紧张等新问题也伴随出现。

(资料图片仅供参考)

在11月8日召开的中国电力企业联合会（下称“中电联”）2022年年会暨临时会员代表大会上，中电联接连发布多个重大行业调研报告就以上问题提出了多项新措施和建议。

电力企业盼煤炭供应能力提升

最新消息显示，2023年煤炭中长期合同签订工作已拉开序幕。相比往年，2023年中长期合同签订履约方案印发早、要求严、部署细，为电煤保供稳价和供需衔接奠定了良好基础。

然而，受全社会用电量增长较快因素影响，电煤需求也随之增长。中电联预测认为，2022年全年电煤消耗将增长2.5%—4.2%，“十四五”期间电力行业用煤在煤炭消费中的占比还将进一步提高。目前却依然面临着煤矿产能释放不及需求增长速度、高耗量阶段铁路运力无法满足全部需求、进口煤减少和不确定性增加等问题，导致电煤供应依然偏紧。同时，高企的煤价令火电企业大面积严重亏损，影响保供能力。

中电联专家就上述情况建议，需要从能源安全的角度加强统筹和顶层设计，建立稳定持续的供应机制和长效协调机制，从增加煤炭产能、增强产量弹性、完善长协和市场机制、加强形势监测和预测预警等方面加强电力燃料供应保障体系建设，保障电力燃料供应安全，做好全社会电力、热力用能保障工作，防范再次出现市场供需失衡和供应安全问题。

电价机制改革需体现新能源价值

“双碳”目标背景下，我国明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。但截至目前，全国新能源电量平均市场化率约30%左右。同时，新能源结算价格普遍较低。目前的电价机制不能很好体现新能源的绿色价值，或将阻碍新能源发展的积极性。

此外，在中电联专家看来，目前的电价机制也难以反映煤电生产的真实成本。市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制。新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，更多地参与系统调节，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。

中电联专家建议，新能源逐步成为电力电量主体，是新型电力系统较传统电力系统的最重要改变。为了保证系统安全稳定和持续推进能源转型，系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+ *** 性基金和附加。

新型电力系统调节能力有待提升

当前，我国正在加快规划建设新型能源体系。电力系统新能源占比不断提高，但是由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征，系统的综合调节能力还有待进一步提升，这也是影响新能源发展与消纳的关键问题。

中电联专家表示，通过电源侧、电网侧、负荷侧以及加快布局新型储能系统，都可提升系统的综合调节能力。但迫切需要完善相关的政策机制，通过整合各类调节资源，为更大规模的新能源发展创造条件。

中电联专家认为，进一步提高系统调节能力的 *** 包括：通过统筹推进新能源发展与系统调节能力建设；完善电力辅助服务市场机制，合理分摊疏导系统性成本；持续推进电价改革，充分释放各类资源调节潜力；加强技术攻关，保障电力供应安全等。