电力体制改革如何破浪前行？

电力体制改革是中国经济体制改革的重要组成部分。启动新一轮电改，电力市场化改革持续向纵深推进。

电力现货市场建设全面提速，现货市场发现电能价格的功能进一步强化。有序放开全部燃煤发电电量上网电价，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，标志着电力市场化改革又迈出了重要一步。同时，政策层面也加大了对清洁能源的支持力度，如深化新能源上网电价市场化改革、加快配电网改造等。

当前，电改已成为能源安全与双碳转型两大战略的关键支点，深化电改涉及市场化改革、清洁化转型、体制机制改革等多个方面。这些方面的改革将共同推动电力行业的持续健康发展，为实现“双碳”目标和经济社会的高质量发展提供有力支撑。

电和燃气事关民生福祉，近期各地出现的居民电费、燃气费涨价现象引发社会热议。这背后既有成本上升、供需关系变化等市场因素，也有政策调整、价格机制不完善等非市场因素。在实现保供稳价的同时，平衡好各方利益，确保市场化改革的顺利进行，是当前亟待解决的问题。

从电力、燃气市场目前运行情况看，中国电力市场正处于“计划电”和“市场电”并轨的特殊格局：居民用户不进入电力市场进行交易，通过政府调节价格，工商业和大工业用户电价逐步实行市场化定价；中国天然气价格体系依然处于气源和用户两个价格双轨制。

中国电力体制改革走到今天，不应仅仅是供给侧改革，即竞价上网；更重要的是需求侧改革，也就是要竞价购电。只有竞价上网和竞价购电协同起来，才能构成整体对称的电力市场改革。

需求侧改革有助于引导用户合理用电，提高用电效率，降低用电成本，同时也有助于缓解电网压力，提高电网运行的安全性和稳定性。需求侧改革（竞价购电）与供给侧改革（竞价上网）协同推进，才能形成完整的电力市场体系。

“半计划、半市场”的双轨制在电力领域仍然存在、电价机制转变的相对滞后，导致电价难以真实反映市场供求关系和成本变化，影响了电力市场的效率和公平性。当前，加快推进电价机制改革，实现电价的市场化形成，是电力市场化改革的重要任务之一。

聚焦碳中和，内容不仅篇幅大，并且集中在健全绿色低碳发展机制。实施支持绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格政策和标准体系，发展绿色低碳产业，健全绿色消费激励机制，促进绿色低碳循环发展经济体系建设。优化政府绿色采购政策，完善绿色税制。完善资源总量管理和全面节约制度，健全废弃物循环利用体系。健全煤炭清洁高效利用机制。加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施。完善适应气候变化工作体系。建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制。构建碳排放统计核算体系、产品碳标识认证制度、产品碳足迹管理体系，健全碳市场交易制度、温室气体自愿减排交易制度，积极稳妥推进碳达峰碳中和。

新能源技术的不断进步和成本的逐步降低，电力系统作为推动新型能源体系建设的重要载体，其功能定位和系统形态亟需调整。

当前，电力系统安全稳定运行面临的一个挑战是，随着新能源大规模发展，系统调节能力不足、能源生产和负荷中心不匹配。

目前电力系统调节能力尚难以完全适应新能源发展需要，导致电力运行高峰时段顶峰能力不足与低谷时段消纳问题并存，成为影响电力供需平衡、制约新能源高效利用的突出问题。

作为备受关注的新型储能，在装机规模大幅提高的同时，却面临着利用率低，收益模式不明晰等问题，入局艰难。

这主要是因为新能源发电具有间歇性和波动性的特点，而储能系统的建设和运营成本又相对较高，导致其在经济上的可行性受到质疑。然而，随着技术的不断进步和成本的逐步降低，新型储能有望在未来发挥更加重要的作用。

我国能源领域碳排放占全国总量的80%以上，电力碳排放在能源行业中的占比超过40%，且绝大部分来源于煤电。

煤电低碳改造面临着诸多挑战。首先，煤电调峰的深度和频度随着新能源的大规模并网而持续增加，导致煤电运行条件发生深刻变化；其次，煤电降碳运行成本的升高也是一个不可忽视的问题；最后，受生物质资源、绿氨产地及运输条件、二氧化碳封存地质条件等方面的限制，煤电低碳改造的推进需要有序进行。

长期以来，我国积极推动煤电装备技术自主创新发展并实施煤电节能改造，煤电机组碳排放水平逐步降低。但随着新能源大规模并网，煤电调峰的深度和频度持续增加，煤电运行条件已经发生深刻变化，仅靠节能实现持续降碳的难度越来越大。

尽管如此，煤电低碳改造仍有较大的空间可以挖掘。一方面，可以通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步降低煤电的碳排放；另一方面，可以加强煤电与新能源的互补协调，提高电力系统的整体效率。此外，政策支持和市场机制的完善也是推动煤电低碳转型的重要保障。

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