我省煤電市場化改革邁出決定性一步——
創新建立“兩個市場” 破解煤電“老大難”
“在全國率先提出建立煤電調節容量市場，單獨設立煤電電能量市場，煤電上網電價最高上浮20%。”煤電入市，成為開年云南電力體制改革的一記重磅消息，在發電企業、電力交易市場、電力用戶之間激起層層水花。
2023年1月1日起，《云南省燃煤發電市場化改革實施方案》（下稱《方案》）正式試行，以市場化為導向，瞄準煤電市場化難、成本疏導難等問題，探索建立“兩個市場”，真正形成了“能漲能跌、隨行就市”的煤電市場化電價機制，通過市場發現燃煤發電的價值和疏導燃煤發電成本，我省邁出了煤電市場化改革決定性一步。
大膽創新
建立煤電“兩個市場”
《方案》提出建立煤電電能量市場，將水電和煤電分開交易，并分別設立省內、省外市場。省內電能量市場方面，明確每度電價格由煤電企業和各類電力用戶（含售電公司）直接交易形成，煤電上網電價在煤電基準價上下浮動20%，高耗能用戶交易電價不受此限制。《方案》還明確了煤電電能量合理分攤、褐煤與煙煤無煙燃煤發電量分類結算等規定，并對未成交煤電電量確定了不同的結算價格，激勵發用電雙方積極主動進行交易，避免被動成交。
“此次煤電市場化改革，健全了云南電力市場準入、交易、運行等規則，真正建立起了反映電力供需形勢和成本變化的煤電市場化電價機制，有效解決燃煤發電企業生產經營困難，以市場化手段促進電力資源合理配置，提高電力安全穩定供應能力，既利當前又謀長遠。”省發展改革委有關負責人說。
與此同時，我省從新能源占比高并將迅速擴大的實際出發，在全國率先提出建立煤電調節容量市場，按照各類電源、用戶的不同需求分攤調節容量成本，逐步建立與系統負荷曲線一致性相掛鉤的調節容量市場交易機制，先期鼓勵風電和光伏發電企業自行向省內燃煤發電企業購買系統調節服務。
省發展改革委相關部門負責人介紹，按照國家新能源裝機原則上需配備10%儲能的要求，我省3至5年內即可產生800萬千瓦調節容量市場需求，而技術成熟、穩定性強的煤電可作為新能源的“電池”儲備，建立煤電調節容量市場，既可以疏導燃煤發電企業成本，又能為未自建新型儲能設施或未購買共享儲能服務的企業拓寬新能源配套儲能解決的途徑，實現新能源與燃煤企業雙贏，為我省構建新型電力系統、打造綠色能源強省奠定良好的基礎。
合力攻堅
探索市場化改革新路徑
云南是我國重要的清潔能源基地，隨著風電、光伏等新能源快速發展，煤電作為基礎保障性和系統調節性電源的作用日益凸顯。但云南作為水電大省，電源結構特殊，電力市場化均價由水電形成，而長期以來，煤電電量占比小、價格高，無法與水電同臺競爭，燃煤發電價值無法通過市場化方式得以真正體現，導致企業連年虧損，嚴重影響了煤電企業生產經營信心，制約了電力行業發展，也為我省能源安全帶來挑戰。
解頑疾、除痛點，探索新形勢下煤電市場化改革的“云南路徑”迫在眉睫。
2022年以來，省發展改革委、省能源局、國家能源局云南監管辦等職能部門與各企業合力攻堅，向電力市場改革中的“老大難”問題開刀，借鑒國內外電力市場經驗，并經過多方研究論證，制定出臺了一系列符合我省煤電行業發展實際的創新舉措。
《方案》從多個環節綜合考慮，為企業和用戶紓困解憂。為避免燃煤發電成本向用戶疏導的同時出現水電等清潔能源價格同步上漲，對工商業用戶正常生產經營造成負面影響，《方案》在保障措施中綜合考慮近年來水電價格變化情況，制定水電和新能源價格波動區間，保持改革期間價格總體穩定。《方案》還明確規定，電力用戶可通過燃煤發電電量與清潔能源電量置換、綠證交易等方式實現低碳零碳生產經營，確保有低碳零碳生產要求的企業在合理分擔燃煤發電成本的同時不受影響。
“此次改革中，居民和農業用戶用電執行目錄銷售電價政策，不參與分攤煤電電量，因此價格不受影響。”省發展改革委相關部門負責人表示。
昆明電力交易中心最新數據顯示，2022年12月21日年度交易簽約啟動至2023年1月9日年度交易關閘，我省燃煤發電已簽約電量達164.96億千瓦時，超過省內年度計劃簽約電量的9.64%，成交均價每千瓦時0.3767元，較燃煤基準價上浮12.18%，煤電市場運行總體平穩。（記者 段曉瑞）
