《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布 专家：建议政府授权电网企业负责收购新能源保障性计划电

每经记者：周逸斐 每经编辑：陈星

“随着新能源装机比重快速提升，我国电力系统运行和电力市场运营正发生深刻变化，对电力体制改革提出更高要求，亟需加强顶层设计。”

11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）发布会在北京举行，中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆现场致辞时，作出上述表述。

《每日经济新闻》记者注意到，《蓝皮书》的编制是在国家能源局的统筹组织下，中国电力企业联合会会同各单位共同完成的。

《蓝皮书》提出统一电力市场“三步走”战略，即到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一；到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通；到2035年，完善全国统一电力市场，支撑高水平社会主义市场经济体制的全面建成，激发全社会内生动力和创新活力。

《蓝皮书》发布会现场 每经记者 周逸斐 摄

支撑新能源大规模发展和入市的政策机制仍需完善

建设全国统一电力市场是构建全国统一大市场的重点任务。伴随近年来能源绿色转型加快和国际能源格局调整，低碳转型和保供稳价的压力愈发凸显，全国统一电力市场建设面临前所未有的挑战。

《蓝皮书》指出，支撑新能源大规模发展和入市的政策机制仍需完善。适应新能源出力波动性大、预测难度大特性的市场机制尚需完善，反映新能源环境价值的配套政策措施有待完善，对用户消费可再生能源的引导作用不足，新能源的绿色价值未充分体现。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌接受《每日经济新闻》记者微信采访时进一步解释，绿电和绿证交易制度是新能源绿色价值的主要实现方式。目前，其购买主体主要包括用于抵消能耗“双控”中能耗指标的高耗能大户及满足国际市场要求的出口型企业两大类。当前的绿电和绿证交易制度难以充分实现新能源的绿色价值，2023年全国绿色电力（绿证）消费总量1059亿千瓦时，同比增长281.4%，但其消费总量仍不足新能源发电量的1/10。

从国际经验看，后补贴时代实现新能源绿色价值的一个重要制度安排是强制配额制，我国虽然也已经建立了可再生能源消纳责任制，但是消纳责任权重设定的合理性有待进一步提高，并且消纳责任制的考核仍停留在对省级政府层面，未能将消纳责任压实到用户侧，用户缺乏消费绿电的约束和激励。

他认为，畅通新能源消纳渠道是推动新能源高质量发展的重要保障。首先，应推动新能源多渠道参与市场，即新能源可以直接参与现货市场交易，也可采用以双边合同形式与售电公司或者大用户签署长期购电协议，或是耦合灵活性资源作为负荷服务实体参与市场。

其次是鼓励新能源发电商与售电公司、大型终端用户和保底供电主体等签订虚拟购电合同，对冲现货市场价格波动风险。

最后，对于保障收购的“计划电”，应转向政府授权合约机制，并做好计划与市场的衔接。具体操作上，可以由政府授权电网企业或者在地方政府层面上成立专门的政策性国有公司，负责收购新能源保障性“计划电”，并负责提供保底供电服务。

电力市场功能和交易品种有待进一步丰富

《蓝皮书》指出，电力市场功能和交易品种有待进一步丰富。中长期交易现阶段普遍采用的组织模式难以适应新型电力系统下市场建设面临的新挑战；部分地区尚未开展中长期分时交易与分时结算，难以实现与现货市场的有效衔接。

林卫斌告诉《每日经济新闻》记者，电力中长期合同通过提前锁定交易电量与交易价格，被普遍认为是电力系统保供稳价的“压舱石”。但是我国中长期合同的交易周期普遍较长，多为年度交易与月度交易。

新能源作为未来主体能源，却难以通过中长期合同实现收益锁定与风险规避：新能源出力具有天然的波动性，对其未来出力曲线预测的精准性往往会随着时间周期的提高而下降，导致新能源实际出力曲线往往与中长期合同曲线存在较大偏差。

“此外，交易合同标准化程度不高、有效的风险管理工具不足、双边合同难以变更等因素所导致的电力中长期市场流通性不足也是阻碍新能源参与中长期市场的重要原因。”林卫斌说。