1月28日，国家能源局召开一季度网上新闻发布会。国家能源局有关负责人表示，2021年，国家能源局锚定碳达峰碳中和目标任务，加强行业顶层设计，加快推进大型风电光伏基地等重大项目建设，聚焦能源民生保障，全力增加清洁电力供应，努力推动可再生能源高质量跃升发展，实现了“十四五”良好开局。

数据显示，2021年我国可再生能源装机规模突破10亿千瓦，风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦，海上风电装机跃居世界第一。2021年，我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。可再生能源发电量稳步增长，2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全社会用电量的29.8%。

据介绍，整县屋顶分布式光伏开发试点工作启动以来，分布式光伏开发明显加速，2021年新增光伏发电装机中，分布式光伏新增2928万千瓦，约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次超过集中式电站。分布式光伏累计装机突破1亿千瓦，约占全部光伏发电并网装机容量的三分之一。

据不完全统计，2021年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累计备案容量4623万千瓦；主要分布在山东、河南和浙江；累计并网容量1778万千瓦，主要分布在山东、浙江和广东。

完善统一电力市场体系的功能

同日，国家发改委、能源局发布加快建设全国统一电力市场体系的指导意见，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。

鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力。

(一)持续推动电力中长期市场建设。进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用。完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期，提升交易频次，丰富交易品种，鼓励开展较长期限的中长期交易，规范中长期交易组织、合同签订等流程。推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价，更好拉大峰谷价差，引导用户削峰填谷。

(二)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。组织实施好电力现货市场试点，支持具备条件的试点不间断运行，逐渐形成长期稳定运行的电力现货市场。推动各类优先发电主体、用户侧共同参与现货市场，加强现货交易与放开优先发用电计划、中长期交易的衔接，建立合理的费用疏导机制。

(三)持续完善电力辅助服务市场。推动电力辅助服务市场更好体现灵活调节性资源的市场价值，建立健全调频、备用等辅助服务市场，探索用户可调节负荷参与辅助服务交易，推动源网荷储一体化建设和多能互补协调运营，完善成本分摊和收益共享机制。统筹推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，加强市场间有序协调，在交易时序、市场准入、价格形成机制等方面做好衔接。

(四)培育多元竞争的市场主体。有序放开发用电计划，分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场，分批次推动经营性用户全面参与市场，推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长期合同。严格售电公司准入标准和条件，引导社会资本有序参与售电业务，发挥好电网企业和国有售电公司重要作用，健全确保供电可靠性的保底供电制度，鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增值服务。引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。

构建适应新型电力系统的市场机制

(一)提升电力市场对高比例新能源的适应性。严格落实支持新能源发展的法律法规和政策措施，完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参与电力市场交易，以市场化收益吸引社会资本，促进新能源可持续投资。建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同。鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务。

(二)因地制宜建立发电容量成本回收机制。引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。鼓励抽水蓄能、储能、虚拟电厂等调节电源的投资建设。

(三)探索开展绿色电力交易。创新体制机制，开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。

(四)健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力。

破旧立新，逐步打破市场壁垒

在操作层面，建设全国统一电力市场体系的意义是什么？

冯永晟告诉记者，《意见》明确现有市场设计完善的方向是适应并促进新型电力系统建设。“无共识也就难以形成合力，《意见》旨在打破市场建设的诸多壁垒，促进资源优化配置。”

以技术规范为例，一位电力行业专家指出，长期以来，我国以省为实体的电力市场根据自身情况，设计了不同模式的交易体系。“比如当前中长期市场有的带曲线、有的不带；现货市场有的以15分钟为一节点，有的是5分钟；有的省区只开放发电侧，有的则发用电全面开放。在这种情况下，跨省区的市场衔接难度必然增加，从而因地区间的制度差异产生交易壁垒，市场流动性必然受限。如果有了全国统一市场，这些问题可能就会迎刃而解。”

记者还注意到，“十四五”规划明确要求“加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举”。对此，中国能源研究会配售电研究中心副主任吴俊宏表示，集中式电力消纳环节的一个“硬骨头”，就是破除跨省跨区交易的“双轨”制。

“当前，跨省跨区交易有相当大的比例是依据‘计划电’进行保量保价交易，即无论受端省份电力供需情况如何变化，双方都要依据合同优先消纳外来电。但这种计划体制下‘外来电’的‘贵宾待遇’，很容易造成送受两端市场都出现不平衡。” 吴俊宏说。

冯永晟进一步指出，对于“外来电”产生的“双轨”问题，解决之道就在于要先破除“外来”与“外送”之分，此次《意见》也已明确，“按照先增量、后存量原则，分类放开跨省跨区优先发电计划”“鼓励支持发电企业与售电公司、用户等开展直接交易”。

同时，“风光”消纳需要在更大范围内优化配置资源。蒋江认为，随着新能源大规模并网，仅依靠省内灵活性资源难以平抑“风光”给电力系统带来的巨大挑战。“若灵活性资源在区域市场乃至全国市场进行互补互济，对消纳‘风光’将大有裨益。”

分布式消纳方面，《意见》表明，健全分布式发电市场化交易机制。鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力。

文章来源： 中国能源报，证券日报，北极 星电力网