圍繞著“雙碳”目標，近年來我國加快提高新能源裝機容量、推進新型電力系統建設等方面的工作。但新型電力系統調節能力不足、電價機制矛盾突出、煤電關系再度緊張等新問題也伴隨出現。

　　在11月8日召開的中國電力企業聯合會（下稱“中電聯”）2022年年會暨臨時會員代表大會上，中電聯接連發布多個重大行業調研報告就以上問題提出了多項新措施和建議。

　　電力企業盼煤炭供應能力提升

　　最新消息顯示，2023年煤炭中長期合同簽訂工作已拉開序幕。相比往年，2023年中長期合同簽訂履約方案印發早、要求嚴、部署細，為電煤保供穩價和供需銜接奠定了良好基礎。

　　然而，受全社會用電量增長較快因素影響，電煤需求也隨之增長。中電聯預測認為，2022年全年電煤消耗將增長2.5%—4.2%，“十四五”期間電力行業用煤在煤炭消費中的占比還將進一步提高。目前卻依然面臨著煤礦產能釋放不及需求增長速度、高耗量階段鐵路運力無法滿足全部需求、進口煤減少和不確定性增加等問題，導致電煤供應依然偏緊。同時，高企的煤價令火電企業大面積嚴重虧損，影響保供能力。

　　中電聯專家就上述情況建議，需要從能源安全的角度加強統籌和頂層設計，建立穩定持續的供應機制和長效協調機制，從增加煤炭產能、增強產量彈性、完善長協和市場機制、加強形勢監測和預測預警等方面加強電力燃料供應保障體系建設，保障電力燃料供應安全，做好全社會電力、熱力用能保障工作，防范再次出現市場供需失衡和供應安全問題。

　　電價機制改革需體現新能源價值

　　“雙碳”目標背景下，我國明確2030年風電和太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上。但截至目前，全國新能源電量平均市場化率約30%左右。同時，新能源結算價格普遍較低。目前的電價機制不能很好體現新能源的綠色價值，或將阻礙新能源發展的積極性。

　　此外，在中電聯專家看來，目前的電價機制也難以反映煤電生產的真實成本。市場建設過程中缺乏對于煤電容量的補償機制。新型電力系統下，煤電功能定位發生變化，更多地參與系統調節，利用小時數呈現顯著下降趨勢，煤電企業原有通過基數電量和標桿電價實現發電容量成本回收的機制已發生根本變化。

　　中電聯專家建議，新能源逐步成為電力電量主體，是新型電力系統較傳統電力系統的最重要改變。為了保證系統安全穩定和持續推進能源轉型，系統對于電力的需求，將從以電量價值為主向多維價值轉變，電價的構成也應逐步體現電力的多維價值。電價的合理構成應包括六個部分，即電能量價格+容量價格+輔助服務費用+綠色環境價格+輸配電價格+政府性基金和附加。

　　新型電力系統調節能力有待提升

　　當前，我國正在加快規劃建設新型能源體系。電力系統新能源占比不斷提高，但是由于新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性特征，系統的綜合調節能力還有待進一步提升，這也是影響新能源發展與消納的關鍵問題。

　　中電聯專家表示，通過電源側、電網側、負荷側以及加快布局新型儲能系統，都可提升系統的綜合調節能力。但迫切需要完善相關的政策機制，通過整合各類調節資源，為更大規模的新能源發展創造條件。

　　中電聯專家認為，進一步提高系統調節能力的方法包括：通過統籌推進新能源發展與系統調節能力建設；完善電力輔助服務市場機制，合理分攤疏導系統性成本；持續推進電價改革，充分釋放各類資源調節潛力；加強技術攻關，保障電力供應安全等。