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王鹏:从发电侧来说,燃煤发电、风电、太阳能光伏......全国大概80%以上的发电装机(容量)都参与到了电力市场当中。用户侧,全国除了居民、农业之外的所有工商业都参与到电力市场当中。用户每个月的电价都会根据供需形势发生变化。比如山东、山西、内蒙古、甘肃、广东等等这些地区的用户电价,每天都能够随着供需发生变化。
从市场化交易的电量数据来看,2016年,全国市场化交易电量只有1.1万亿千瓦时,2024年达到6.2万亿千瓦时,全社会用电量的63%都来自市场化交易电量。其中,跨省跨区市场化交易电量在2024年达到1.4万亿千瓦时,比2016年增长十多倍。
从参与市场化交易的主体来看,截至目前,注册参与交易的经营主体数量由2016年的4.2万家增加至81.6万家,增长近20倍,涵盖了火电、新能源、核电等发用电两侧各类经营主体。国家能源局市场监管司司长郝瑞锋表示,市场已经成为电力资源配置的重要手段。
郝瑞锋:截至目前,我国电力市场交易品种涵盖中长期、现货、辅助服务和绿证绿电。在中长期交易方面,已经实现了常态化开市。在现货市场建设方面,5个省级和国网省间现货转入正式运行,7个省级现货市场进入连续结算试运行,南方区域电力市场开展整月结算试运行,长三角区域市场建立电力互济交易机制。
经过持续推动,改革红利在有效释放。王鹏强调,电力市场进一步发挥了“保供应、促转型、稳价格”作用,有力服务于经济社会高质量发展。
王鹏:在市场推动下,燃煤电厂主动去衔接上游的煤炭市场,主动去维护它的发电设备,我们跨省跨区的电力余缺调剂更加频繁,像西北的风电光伏、西南的水电,通过“西电东送”大通道能够机制化地送到江苏、浙江等地区,使得在迎峰度夏、迎峰度冬关键时间点,我们电力系统的可靠性大大提高。
国家能源局相关负责人表示,随着市场化电价机制的不断健全,我国超过50%的新能源发电量通过市场化方式消纳,在新能源装机增速远高于负荷增长的情况下,新能源利用率维持在95%以上。2024年,绿电交易电量达2336亿千瓦时,同比增长235%。与此同时,我国通过完善电价机制、推进市场化交易等措施,保障电价基本稳定,用能成本实现总体可控,居民和工商业平均电价水平在国际上处于较低水平。
国务院发展研究中心 资源与环境政策研究所 能源研究室副主任 韩雪表示,未来电力体制改革的重点将会继续深化全国统一电力市场建设,聚焦推动新能源全面参与市场。
韩雪:新能源的消纳一定是下一步电力体制改革的重中之重,推动新能源进入电力市场,因为其发电间歇性的特性,就需要有调节性资源或者是灵活性资源去弥补,像储能、抽水蓄能等。未来,电力市场改革需要让调节的价值更大地体现出来,这肯定是下一步电力体制改革市场化非常重要的方向。
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