以农村能源革命推动区域崛起 农村能源革命是我国能源革命整体布局中的重要部分。7月18日，农业农村部等四部门联合发布《关于推进政策性开发性金融支持农业农村基础设施建设的通知》，明确提出“开发生物质能、农村光伏等农村新能源”。在乡村振兴战略和“双碳”目标驱动下，农村能源该如何发展？《能源评论》记者日前就此采访了中国工程院院士杜祥琬。他表示，要提升农村能源革命战略地位，将农村能源发展纳入国家生态文明建设、能源革命和乡村振兴战略框架。中国的能源革命选择从化石能源基础薄弱的农村入手，代价更小。在农村，立足于可再生能源的基础设施符合能源低碳化大趋势，农村丰富的生物质能与风能、太阳能相结合，有助于实现新型电力系统安全可靠、经济可行、绿色低碳的“可能三角”。 能源革命从农村入手或易突破 问：为推进乡村振兴战略，有关部门出台了多份支持农村清洁能源发展、构建乡村现代能源体系的文件。您认为，从农村入手推动能源革命的必要性和可行性如何？ 答：城市的诞生来源于化石能源的集中使用，其特征是规模经济、规模消费。越是大城市，化石能源基础设施越完备，煤、油、气、电运行相当稳定。城市能源革命的一个难点，就是如何激发大部分城市的内生动力，筹集巨额资金对基础设施进行大规模改造。因此，中国的能源革命选择从化石能源基础薄弱的农村入手，代价更小，不仅必要而且可行。原因如下： 一是从能源资源禀赋来看，与“富煤少油缺气”相对应的是农村地区丰富的可再生能源资源。农村发展可再生能源一直是就地生产、就地消费，分布式发展效率更高（有条件的地方也可以和集中式相结合）。二是农村化石能源基础设施比较薄弱，化石能源价格比较高，阻碍了农村产业的发展，而发展可再生能源的成本比较低、阻力也比较小，可以发挥农村的资源优势。立足于太阳能、风能等可再生能源的基础设施符合能源低碳化的大趋势，资源和市场同在一起，技术容易培育。通过现代工业手段，利用风、光、水、生物质、地热等能源，可以解决目前农村的三个问题：生物质能利用手段原始、散烧煤和垃圾污染。 问：我国农村有大量生物质原料（农林废弃物），您认为该如何科学提高其利用效率，能否与新能源开发结合起来？ 答：这些生物质原料目前大多采取直接燃烧的低效利用方式进行处理，易造成资源浪费和环境污染问题。以秸秆为例，我国是世界第一大秸秆生产国，秸秆年产量约8亿吨。生态环境部的数据显示，2019年卫星遥感共监测到全国秸秆焚烧点6300个，主要分布在东北、华北、华中和华东地区。 人们常说，“堵不住浓烟滚滚，疏方得碧水蓝天”。生物质能具有储存方便、成本低、用量灵活可控、资源市场易衔接的特点，现在要研究如何实现其工业化的利用。比如，生产沼气、液态乙醇、固化成型等。此外，如果将生物质能和风能、太阳能相结合，可以起到调风补光的作用，有助于实现新型电力系统的“可能三角”——既安全可靠，又经济可行，还绿色低碳。问：近日发布的《中国农村散煤治理综合报告（2022）》显示，2021～2022年采暖季，京津冀及周边、汾渭平原等重点地区超额完成散煤替代农户约420万户。散煤治理工作目前是否应该告一段落？ 答：这份报告显示，在北方地区15个省份中，清洁取暖率超过70%、80%比例的分别为8个、6个。这表明，我们在散烧煤治理方面已经做了不少工作，取得了一定的成绩，下一步还需要进一步努力实现清洁替代。 对于散烧煤，国家发展改革委给出的定义是灰分大于16%、硫分大于1%的煤。大多数研究把家庭取暖、餐饮使用的煤，以及一些小锅炉、小窑炉的用煤称为散烧煤。散烧煤的使用存在诸多问题，比如，质量不达标准、燃烧效率较低、废气无法有效处理，所以对空气的污染远比大型燃煤锅炉严重。散烧煤尤其是劣质煤在燃烧过程中排放大量烟尘、温室气体及酸性气体，是造成大气污染和雾霾的主要原因。这些污染物直接排放，污染了环境，危害了民众健康。用散烧煤的灶具、取暖设施（以土暖气、火炕或者煤炉为主）的热效率、能源利用率比较低，造成了资源浪费。 近年来，我国散烧煤治理工作有阶段性进展，减污降碳协同效应明显，还需继续努力。 问：对于农村固体废弃物利用，也就是垃圾处理问题，您有什么解决思路？ 答：随着农村居民生活水平不断提高，固体废弃物的产生量也在增加。2019年，我国农村生活垃圾量为2.99亿吨，主要包括农村生活垃圾、畜禽粪便，如果处理不当，将造成能源浪费和环境破坏。 农村的垃圾处理应该采取就近原则，在政府引导下，打造政府、企业、公众三方面密切配合的“黄金三角模式”。数据显示，现在每亩秸秆资源化的价值约为200元，每吨垃圾资源化价值约为100元。如果处理好了，无论是发电供热，还是生产肥料，都具有一定的经济价值。同时，做好这项工作，也是美丽乡村建设不可或缺的部分，将产生巨大的社会效应。 以试点带动，助力乡村振兴 问：您认为，基于农村资源禀赋的能源革命的具体落地应用和方向是什么？ 答：大力发展分布式与集中式结合的低碳能源网络，是农村能源革命的一个方向。分布式低碳能源网络有较多优势：一是可以极大利用可再生能源，有效缓解能源环境问题；二是可以合理利用能源，提高能源效率；三是结合大电网可以提高供电可靠性和供电质量；四是由于发电单元更靠近用户，供电成本也比较低，尤其是对地形条件恶劣的偏远地区、经济欠发达地区而言。 在具体技术上，分布式低碳能源网络可以把清洁环保的低碳发电系统以小规模（数千瓦到50兆瓦）、模块化分散布置在用户附近，独立输出电、热、冷，彼此互联，采取先进的数字信息技术（智能化监控、网络化群控和远程遥控等技术），进行高效准确的资源配置，保证各分布式能源系统安全可靠运行。比如，现在已经在农村创造了农业种植、畜牧养殖、林业治沙和光伏相结合的新模式，在实现土地综合利用、发展新业态的基础上，既推动了新能源的发展，又提高了土地利用的经济性。 问：国家相关部门已经发布了《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，明确提出了到2025年的主要目标。您认为，农村能源发展新业态还有哪些机会？ 答：综合农村地区的太阳能供热采暖、风光发电蓄热电锅炉、地热、热泵等技术，可以解决农村清洁供暖、热水需求，这样就有条件尽早完成散烧煤替代。 同时需要立足可再生能源，发展绿色制造业等新兴前沿产业。有一些产业也可以入驻农村，使用当地可再生能源，既达到自身节能减排的目标，又起到推动乡村振兴的作用。农民不仅是能源消费者，还可以成为能源的生产者和服务商。在此基础上，发展虚拟电厂、微电网以及相应的数字技术可以吸纳一批就业人口，集聚乡村振兴的人力资源，带来乡村产业持续发展的机会。 问：您所提倡的农村能源革命，有哪些成功试点？ 答：农村能源革命由中国工程院提出来后，得到了国家相关部门和地方政府的支持，例如，河南省选定了兰考县作为农村能源革命的试点。自2017年7月开展农村能源革命试点工作至今，兰考县全面淘汰了薪柴和散烧煤，清洁取暖普及率从14%提高到99%。最近国家能源局组织了对兰考县农村能源革命试点的第三方验收和评估，结果显示：该县新能源发电量占全社会用电量的比重从21%提高到90%，全县生活垃圾无害化处理率达到94%以上，农作物秸秆资源化利用率达到90%以上，农村人居环境明显改善，收入显著增加。 此外，广东省清远市清城区源潭镇新马村已成为广东省城乡融合综合能源示范点，2022年光伏发电量预计将达到338万千瓦时。山西省芮城县试点发展的“光储直柔”模式，培育了一批能源产消者，增加了本地的能源自给率，值得研究推广。 问：您如何评价这些试点成果的可推广性和价值？ 答：在推进兰考试点工作过程中，我提出了我国中东部能源“身边取”和“远方来”相结合、分布式与集中式相结合的发展方向，以及着重发展“身边取”的思路。因为这不仅可使能源结构低碳化，而且可改善能源空间格局，提高试点地的能源自给率。以兰考县为例，其太阳能、风能的资源并不是最好的，但是能够发展好集光伏、风电、生物天然气、智能电网、地热取暖、垃圾发电、智慧交通于一体的低碳能源网络，服务于低碳美丽乡村建设，说明其做法有一定的普适性、代表性和可推广性。 需要强调的是，兰考县等地的试点只是初步成功，中国农村能源革命建设任重道远，亟须各方协同持续深入推进，积极探索可复制可推广的、基于农村能源革命的生态文明建设典型范式和实施路径，由此推动区域崛起，助力中国生态文明建设战略顺利实施。

对十三届全国人大五次会议第0686号建议的答复 您提出的关于鼓励钢铁企业建设屋顶分布式光伏电站的建议收悉，经研究并商财政部、中国人民银行、中国银保监会、国家发展改革委、住房城乡建设部，现答复如下：分布式光伏发电靠近电力负荷中心，适合就地就近利用。特别是结合企业厂房屋顶等各类建筑设施安装的分布式光伏，有利于集约利用土地，有利于能源就近利用，有利于减少配电网投资，也有利于引导居民绿色能源消费，是未来光伏发电的优先发展方向。我们在《“十四五”可再生能源发展规划》提出了重点推进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发利用行动，在新建厂房和公共建筑积极推进光伏建筑一体化开发，规范有序开展整县（区）屋顶分布式光伏等内容。 关于加快技术推广应用。我们支持并积极推动光伏组件和智能化产品的创新应用推广。光伏柔性组件具备与建筑高度融合、安装灵活、重量轻等特点，在建筑光伏一体化（BIPV）领域逐渐普及应用。2021年12月，国家能源局会同工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部、农业农村部联合发布《智能光伏产业创新发展行动计划（2021-2025年）》（工信部联电子〔2021〕226号，以下简称《行动计划》），提出加快高效太阳能电池及组件等研制和突破，开发长寿命、高安全的BIPV光伏构件，支持建筑屋顶光伏行动。2020年1月、2021年8月，国家能源局会同工业和信息化部等有关部门公布了两批智能光伏试点示范名单，进一步推动智能光伏产业技术进步和扩大应用。2022年1月，住房城乡建设部印发《“十四五“建筑节能与绿色建筑发展规划》，提出推进新建建筑太阳能光伏一体化建设、施工、安装，逐步完善太阳能光伏应用政策体系、标准体系、技术体系。下一步，我们将会同有关部门继续落实相关政策文件目标，推动建筑光伏等绿色低碳光伏技术创新及推广。 关于加快新模式配置应用。2022年1月，国家能源局会同国家发展改革委印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出支持用户侧“光伏+储能”发展，优化工业电力大用户的商业模式和运行模式，提高综合用能效率，探索不同技术路径，推动源网荷储一体化项目联合调度。《行动计划》提出开展以储能、建筑电力需求响应等技术为载体的区域分布式光伏示范应用。此外，国家发展改革委等有关部门正在研究制定钢铁行业碳达峰实施方案，拟鼓励和引导钢铁企业通过电力直接交易、电网购电等方式积极消纳清洁能源。下一步，国家发展改革委将继续结合绿色低碳发展需要，鼓励地方加快落实分时电价政策和研究建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，促进用户侧储能健康发展，获得更好收益。 关于强化政策扶持。2021年，中央财政已安排户用分布式光伏项目5亿元补贴额度，有力推动了光伏行业发展。我们鼓励有条件的地区出台相关扶持政策，支持光伏产业持续健康发展。目前，我国按照收益覆盖成本的市场化原则有序发展新能源产业，市场利率管制已放开。2021年3月，国家发展改革委、银保监会等五部门联合印发《关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏等行业健康有序发展的通知》（发改运行〔2021〕266号），明确提出各类银行金融机构均可在依法合规前提下向具备条件的可再生能源企业在规定额度内发放补贴确权贷款，鼓励可再生能源企业优先与既有开户银行合作。贷款金额、贷款年限、贷款利率等均由银企双方自主协商。人民银行出台《关于设立碳减排支持工具有关事宜的通知》（银发〔2021〕278号），提出支持清洁能源等三个重点减碳领域发展，撬动更多社会资金促进碳减排。截至2022年3月，已引导银行运用碳减排支持工具向分布式光伏项目发放约50亿元贷款。下一步，我们将会同有关部门持续完善绿色金融相关政策措施，加大对分布式光伏项目的金融支持力度，推进我国钢铁行业绿色低碳转型。 感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到您更多的支持和指导。

国家能源局：逐步缩小电网代理购电范围，推动“隔墙售电”！ 8月25日，国家能源局综合司关于印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》的通知，《方案》提出，推动分布式发电市场化交易，完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。推动建设基于区块链等技术应用的交易平台，研究适应可再生能源微电网、存量地方电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制。加强电网代理购电业务监管，逐步缩小电网代理购电范围，重点围绕市场交易、信息公开、电费结算、服务质量等，加强对电网企业、电力交易机构的监管。落实《电网公平开放监管办法》，加强电源接入电网、电网互联等行为监管，规范工作流程与时限要求。指导督促电网企业公平无歧视向电源项目业主、电网互联提出方提供电网接入和互联服务，按照要求压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时限，提高服务效率。详情如下：国家能源局综合司关于印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》的通知国能综通法改〔2022〕45号各司,各派出机构,各直属事业单位:《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》已经局全面深化改革暨推进职能转变工作领导小组会议审议通过， 现印发你们，请认真抓好落实。国家能源局综合司2022年5月6日附件：国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案为贯彻落实党中央、国务院深化“放管服”改革优化营商环境决策部署，落实《优化营商环境条例》，深入推进能源领域“放管服”改革，有效提振市场信心，更大激发市场主体活力，确保重点任务落到实处，现制定以下分工方案。一、持续深化行政审批制度改革（一）推行行政许可事项标准化规范化按照国务院办公厅统一部署，就国家能源局及代国家发展改革委实施的中央层面设定的行政许可事项，逐项制定实施规范。（法改司、科技司、电力司、核电司、煤炭司、油气司、新能源司、安全司、资质中心按职责分工负责）（二）加快制定权责清单编制完成并向社会公开我局权责清单，以权责清单为基础完善我局依法行政工作。（法改司牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事业单位按职责分工负责）（三）深化“证照分离”改革开展“证照分离”改革评估，总结电力业务资质许可告知承诺制落实情况，完善许可办理流程，强化事中事后监管，依法依规处理不实和虚假承诺企业。（资质中心牵头，各派出机构按职责分工 负责）二、加强能源领域科学监管（四）加强市场秩序监管加强电网代理购电业务监管，逐步缩小电网代理购电范围，重点围绕市场交易、信息公开、电费结算、服务质量等，加强对电网企业、电力交易机构的监管。（监管司牵头，各相关司、各派出机构按职责分工负责）（五）全面实施“双随机、一公开”监管全面推行“双随机、一公开”监管，按照《国家能源局随机抽查事项清单（2020年修订）》要求开展抽查，提高监管的公正性和有效性。依据信用风险实施分级分类监管，提高高风险市场主体抽查比例和频次，增强监管的精准性和威慑力。用好信用分级分类差异化监管手段，对部分可再生能源发电项目和相关涉网工程、在建电网工程、用户受电工程电力业务资质许可制度执行情况开展专项监管工作。（监管司、安全司、资质中心牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事业单位按职责分工负责）（六）健全完善信用监管加强能源领域信用信息归集共享、公共信用评价、信用风险分析预警，完善信用承诺、失信约束、信用修复等信用监管制度及措施。完善能源行业信用数据清单和行为清单，组织开展以信用为基础的新型监管试点应用工作，及时总结试点经验。（资质中心牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事 业单位按职责分工负责）（七）加强行政执法全面推行行政执法公示、执法全过程记录、重大执法决定法制审核等制度。针对直接关系人民群众用电权益、公共用电安全等社会反响较大的领域，加大行政执法力度。（监管司牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事业单位按职责分工负责）三、持续优化政务服务（八）优化审批服务精简整合能源项目投资建设审批流程，在确保工程质量前提下，进一步清理规范项目审批全流程涉及的行政许可、技术审查等事项，公开事项办理流程和条件标准等信息，不在法定条件之外增加前置条件。规范行政备案管理，严防以备案之名行许可之实。严格执行首问负责、一次告知和限时办结等制度，及时披露相关项目审批服务规范落实情况。（综合司、法改司、科技司、电力司、核电司、煤炭司、油气司、新能源司、信息中心、资质中心等按职责分工负责）（九）推进政务服务便利化从为企业和群众办事角度出发，集成能源领域内部关联性强、办事频度高、企业群众获得感强的事项，提供主题式、套餐式服务。按照“一次告知、一表申请、一套材料、一窗受理、一网办理、一口发证”要求，优化再造业务办理流程，减少办事环节、精简办事材料、压缩办理时限。加快推进电子证照在能源 领域政务服务中的应用，能够通过数据共享获得的信息，不得要求办事人提供实体证照。落实政务服务“好差评”制度，全面开展“好差评”工作。（综合司、信息中心、资质中心牵头，各相关司、各派出机构、各相关直属事业单位按职责分工负责）四、推动营商环境更加优化（十）持续优化办电服务指导督促各省级能源（电力）主管部门、供电企业按期完成《关于全面提升“获得电力”服务水平 持续优化用电营商环境的意见》（发改能源规〔2020〕1479号）工作任务，重点督促政企协同办电平台建设、提升高压办电服务水平等重点任务。加大对各地提升“获得电力”服务水平监管。持续跟踪世界银行优化营商环境评估最新动向，做好“获得电力”对标国际先进有关改革任务落实。召开全国提升“获得电力”服务水平推进会。（监管司牵头，各派出机构、可靠性中心按职责分工负责）（十一）规范接网服务落实《电网公平开放监管办法》，加强电源接入电网、电网互联等行为监管，规范工作流程与时限要求。指导督促电网企业公平无歧视向电源项目业主、电网互联提出方提供电网接入和互联服务，按照要求压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时限，提高服务效率。（监管司牵头，电力司、新能源司、各派出机构按职责分工负责）（十二）推动油气管网基础设施公平开放指导督促油气管网设施运营企业依法依规向符合开放条件的用户提供油气输送、存储、气化、装卸、转运等服务，公开油气管网设施基础信息、剩余能力、服务条件、技术标准、价格标准、申请和受理流程、用户需提交的书面材料目录、保密要求等，简化办理环节、压缩办理时间，提高开放服务受理效率。（监管司牵头，油气司、各派出机构按职责 分工负责）（十三）推动分布式发电市场化交易完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。推动建设基于区块链等技术应用的交易平台，研究适应可再生能源微电网、存量地方电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制。（法改司、电力司、新能源司牵头，监管司、各派出机构按

日前重庆电力交易中心发布关于征求《重庆绿色电力交易实施细则（征求意见稿）》意见的函。文件指出，参与绿电交易的电力用户，签订的绿色电力交易价格作为合同电量平段价格，按照重庆分时电价政策执行分时浮动。绿色电力交易暂不开展分时段交易。

国家及多地“双碳”实施方案出炉 对煤电都是啥态度？ 煤电作为碳排放“大户”，未来如何发展对实现“双碳”目标来说至关重要。国务院发布的“双碳”行动方案明确，加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。 各省市的“双碳”实施方案中，对煤电的态度也略有不同。 吉林、河北两省都提到了煤电机组的等容量替代； 上海、四川两地提及了自备电厂的关停退出，上海市的“双碳”方案明确提出，要关停多个自备电厂的机组，或实施气电替代；四川省“双碳”方案明确，要推动除热电联产项目外的燃煤自备电厂有序退出。 此外，三改联动、煤电转型、统筹煤电与可再生能源发展等等，都是未来煤电发展的重点。 国家级政策： 1、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》 重点：统筹煤电发展和保供调峰；严控煤电装机规模； 严格控制化石能源消费。加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。石油消费“十五五”时期进入峰值平台期。统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。逐步减少直至禁止煤炭散烧。 2、国务院印发《2030年前碳达峰行动方案的通知》 重点：严格控制新增煤电项目； 加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。 3、科技部等九部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》 聚焦国家能源发展战略任务，立足以煤为主的资源禀赋，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合，保障国家能源安全并降低碳排放，是我国低碳科技创新的重中之重。 地方级政策 1、《上海市能源电力领域碳达峰实施方案》 重点：三改联动 关停高桥石化自备电厂；“三改联动”改造和升级替代机组调峰深度要达到70%以上； 实施现役煤电“三改联动”改造，重点推动吴泾八期2号机、宝钢自备电厂3号机实施高温亚临界综合升级技术改造。 结合高桥地区产业转型同步关停高桥石化自备电厂，宝钢和上海石化自备电厂原则上按照不超过原规模2/3保留煤机，并实施“三改联动”或等容量替代，长兴岛燃煤电厂实施气电替代。 “三改联动”改造和升级替代机组调峰深度要达到70%以上，推动煤电成为支撑大规模可再生能源接入的可靠调峰电源。 2、《吉林省碳达峰实施方案的通知》 重点：等容量替代； 合理控制煤电规模，严控新建、扩建大型常规煤电机组，有序推进老旧燃煤机组等容量替代。大力推动煤炭清洁高效利用。到2025年，全省煤炭消费量控制在9000万吨以内，煤炭消费比重下降到59.7%。 加快升级现役煤电机组，积极推进煤电供热改造、节能降耗改造和灵活性改造。 3、《中共重庆市委、重庆市人民政府出台关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：三改联动； 有序控制化石能源消费。推动新能源在安全可靠基础上逐步替代传统能源。严格合理控制煤炭消费增长，有序减量替代，抓好煤炭清洁高效利用，逐步减少直至禁止煤炭散烧。 合理配置煤电装机规模，大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。 4、《中共广东省委 广东省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念推进碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：“十四五”严控；“十五五”减少； 积极稳妥推进煤炭消费减量替代，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。持续淘汰煤电落后产能，适度提高电煤占煤炭消费比重。 强化风险管控，做好能源低碳转型过程中安全稳定供应和平稳过渡，在新能源安全可靠替代基础上推动传统能源逐步退出。 5、广西《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：严控煤电装机规模； 统筹电力保供和减污降碳，稳步推进煤电由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，有序推进支撑性、调节性电源建设。 严控煤电装机规模，推动煤电机组节能降耗改造、供热改造和灵活性改造。 6、江西省《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：支持应急和调峰电源发展； 统筹煤电、可再生能源发展和保供调峰，支持应急和调峰电源发展，做好重大风险研判化解方案。 7、《中共四川省委 四川省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念 做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：推动除热电联产项目外的燃煤自备电厂有序退出； 统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能改造升级，推动除热电联产项目外的燃煤自备电厂有序退出。加强煤炭清洁高效生产利用，推动煤矿机械化智能化改造，加大清洁煤技术推广应用力度。实施“电动四川”行动计划，力争石油消费“十五五”时期进入峰值平台期。 8、《中共湖南省委 湖南省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念 做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：科学布局大型清洁煤电； 充分发挥煤电基础保供和应急调峰作用，科学布局大型清洁煤电，推进现役煤电机组节能升级和灵活性改造。 9、河北省《关于完整准确全面贯彻新发展理念认真做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：等容量置换 进一步淘汰煤电落后产能，等容量置换建设大容量、高参数机组，推进煤电升级改造，有序减少发电小时数和耗煤量，推动煤电逐步向基础性、调节型调峰电源转变。 10、《内蒙古自治区党委、自治区人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：支持优势地区布局高参数、大容量、超低排放机组； 严格控制化石能源消费。积极稳妥推进煤炭消费减量，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。 统筹煤电发展和保供调峰，严格控制煤电项目，支持优势地区布局高参数、大容量、超低排放机组，新建机组煤耗标准须达到国际先进水平。加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。严格控制新增用煤项目，持续压减散煤，严禁在国家政策允许的领域之外新建扩建燃煤自备电厂，支持存量燃煤自备电厂实施新能源替代，禁止新建项目配套建设直燃煤设施。 11、宁夏《自治区碳达峰实施方案（征求意见稿）》 重点：应急备用电源 坚持“三改联动”，统筹推进煤电节能降碳改造、灵活性改造和供热改造。按照分类处置、保障供应的原则有序推动淘汰煤电落后产能，持续淘汰关停不达标落后煤电机组，将符合安全、环保等政策和标准要求的淘汰机组转为应急备用电源。加强燃煤自备电厂规范管理，支持自备燃煤机组实施清洁能源替代。大力推动煤炭清洁利用，合理划定禁止散烧区域，持续压减散煤消费，积极推进城乡居民清洁取暖，减少种植业、养殖业、农产品加工等农业领域散煤使用，在集中供热无法覆盖的区域加快推进“煤改气”“煤改电”清洁供暖工程。“十四五”期间，煤炭消费增长得到严格合理控制，2025年燃煤电厂平均供电标准煤耗降低到300克/千瓦时以下，单位GDP煤炭消耗下降15%；“十五五”期间煤炭消费逐步减少。

新能源汽车起火 车主获赔40万！ 8月15日，中国裁判文书网披露，华晨宝马汽车有限公司（下称“华晨宝马”）、青岛中达燕京汽车销售服务有限公司（下称“中达燕京”）被判向华晨宝马车主王先生赔偿40.27万元。 据民事判决书显示，王先生于2019年10月与中达燕京签订销售合同，以42.678万元的价税合计金额，购置了一辆华晨宝马生产的宝马牌LBKY910XLSU92966插电式混合动力轿车。2020年9月20日凌晨，停放于山东省青岛市某停车场内的上述车辆起火燃烧。 消防救援大队出具的《火灾事故简易调查认定书》显示，该车外部整车无过火痕迹，内部烟熏痕迹较重，主驾驶室皮制座椅有过火痕迹，皮制坐垫中间部分被火烧出一孔洞，打开座椅上部，座椅下部有明显的过火痕迹，座椅坐垫的海绵填充物烧毁，座椅底部残留有若干铜导线的残留物，铜导线表皮烧毁，裸露出铜制导线。 消防救援大队推定，该起火灾可以排除遗留火种、外来火源引发火灾的可能性，起火原因是主驾驶室座椅底部内的电气线路发生故障引发火灾，该车辆自燃系存在质量缺陷。 华晨宝马于事发四天后对车辆进行现场检查，称可以排除驾驶员座椅处技术故障或者质量问题导致此次火灾的可能性，不排除由于驾驶员座椅底部有遗留火种（如电子打火机等）导致此次火灾的可能性。 一审法院认为，通常情况下，车辆自燃的原因主要有人为原因、外来因素及车辆自身存在缺陷。《火灾事故简易调查认定书》排除了遗留火种、外来火源等因素，华晨宝马亦承认在拆检的过程中未发现燃烧区域有加装、改装现象。足以认定王某主张车辆存在质量缺陷已完成举证责任，在华晨宝马没有足够有效的相反证据证明存在法定免责事由的情况下，推定车辆的自燃系存在质量缺陷。因此判令华晨宝马、经销商赔偿王某各项损失共计402705元。 华晨宝马不服山东省青岛市李沧区人民法院的一审判决，提起上诉。 二审中，依法摇号抽取鉴定机构对该轿车起火原因以及起火原因与产品质量是否存在因果关系进行鉴定。《产品质量鉴定意见书》载明，可以排除电气故障引发火灾的可能，不能排除车内易燃易爆物品或遗留火种引燃的可能性。该车辆的起火与产品质量不存在因果关系。对于鉴定意见认为相关线路在点火开关关闭后就处于不通电的状态，不具备起火的条件。法院认为在电器线路不排除存在缺陷的实然情况下，以应然推测实然，缺少科学根据。鉴定意见称现场线路上没有发现熔珠，可排除线路引发火灾的可能性。法院认为只有燃烧达到特定高温的情况下，金属线路才会形成熔珠。外来火源导致火灾可能产生熔珠也可能不产生熔珠，电器线路故障引发火灾也可能产生熔珠或不产生熔珠，鉴定意见没有证明外来火源导致火灾必然不产生熔珠以及电气线路因故障导致火灾必然产生熔珠，就以现场没有熔珠得出火灾必然是外来火源引起而不是电器线路故障引起的结论是不科学的。 综上，该鉴定意见不足以推翻行政主管部门以职权作出的行政认定。最终青岛中级法院终审判决驳回上诉，维持原判。 法院终审判定，华晨宝马、中达燕京向王先生赔偿车辆损失35.5万余元、车辆购置税损失约4.62万元、保险费损失1532元，共计40.27万元。王先生的其他主张（如华晨宝马、中达燕京承担其替代性交通工具费用666.67元/天，自2020年10月8日起至实际支付赔偿款之日止）被予以驳回。

海德氢能发布“氢舟”电解水制氢系统 8月18日，鄂尔多斯新能源产业创新中心一周年成果发布。发布会上，绿氢制取、储能及氢安全解决方案提供商海德氢能公开展示了新一代先进电解水制氢系统“氢舟”。 作为专为绿氢场景打造的制氢系统，本次发布会为“氢舟”解码了三大亮点。新一代系统配备了海德SENSOR 2.0无线氢安全传感器，采用国内首块标准化方形制氢单片“云帆”，并搭载了数字化云平台。这些技术令“氢舟”从安全、高效与智能等方面得到了全方位提升。 面向加氢站和制氢工厂，海德氢能在此前亮相冬奥会主火炬台的第一代氢安全传感器基础上进行升级，推出了无线版本的海德SENSOR 2.0，安全系数上进行了提升换挡，具备更多测点，反应更精准。“氢舟”所采用的制氢单片“云帆”，以可拓展的标准化设计，为运行维护提供了高时效的解决方案。“氢舟”搭载的数字化平台COMPASS通过数字孪生技术可实时提供智能化的运维提示。 据了解，海德氢能由中国科学院院士欧阳明高团队发起并创建，面向碳中和愿景，深入挖掘行业应用需求，致力于引领绿氢行业技术创新。以值得信赖的先进产品和数字化平台服务，为行业应用开拓软硬一体的制氢技术解决方案。

国家电网：应对用电高峰试点推行电动汽车错峰充电 高温天气影响下，多个省份的用电负荷屡创新高，为保障用电高峰电网安全运行，国家电网在部分高温高负荷省份试点推行电动汽车错避峰充电。 首批开展试点的是重庆、浙江、湖北三省市，覆盖近35万根充电桩，将在下午3时到晚上10时用电高峰时段，适时适度调整充电功率，平抑用电高峰负荷。同时，国家电网还将通过手机充电客户端，发放充电服务费5折优惠券，引导电动车主，在夜间等低谷时段充电。 国家电网智慧车联网技术公司副总经理 ：此次参与错峰充电的三个省市的电动汽车保有量近80万辆，如果集中在高峰时段充电，将增加电网负荷200万千瓦的负荷，相当于30多万户家庭的用电负荷。如果采取负荷调控和错峰用电措施，将能保障电网安全，更能保障民生用电需求。 据介绍，错避峰充电，降低充电功率，会适当延长充电时间，一次充电最多会延长5到6分钟，国家电网将对此给予一定的充电服务费优惠。据统计，目前全国电动汽车保有量已经突破1000万辆，每一辆车都相当于一个小的移动储能电站，未来既可以充电，也可反向送电，下一步，国家电网将更大范围发挥电动汽车的“电力海绵”作用，稳定电网运行，保障电力安全供

特斯拉、上汽零部件短缺！上海发函向四川要电 近日，特斯拉、上汽集团由于供应链企业产能受限，恳请上海相关部门向四川要电。 文件显示，上汽集团与特斯拉等公司反映，受四川部分地区政策影响重点汽车零部件供应商无法足量生产，将导致上汽乘用车、特斯拉等主机厂出现零部件短缺、影响整车下线，目前主要涉及成都银利汽车零部件有限公司等16家零部件企业。 为持续保障两地产业链供应链稳定，相关车企恳请上海向四川相关部门协调，为相关零部件供应商给予一定电力资源倾斜，以满足企业连续足量生产需求。 日前，有媒体援引知情人士消息称，宁德时代四川宜宾工厂现已停产，时间为8月15日至8月20日，目前对于该工厂停产事宜宁德时代暂未回应。 据了解，宁德时代是特斯拉、上汽等车企的重要动力电池供应商，四川宜宾工厂则是宁德时代在西南地区最重要的动力电池生产基地，截至目前产能达75GWh。

电网代理购电会阻碍谷电用户入市吗？ 我国火力发电企业长期以来一直受到“市场煤”“计划电”的困扰，这一矛盾在去年煤价高企时集中爆发。2021年10月12日，国家发改委正式出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发改价格〔2021〕1439号（以下简称“1439号文”)，要求燃煤发电量全部进入市场，且电价上浮范围由原来的不超过标杆电价的10%提升到20%，极大地缓解了火电企业越发越亏的尴尬局面。 燃煤发电量全部进入市场的同时，必然要求对应规模的用户电量进入市场，“1439号文”中也明确规定：“有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成”。“1439号文”的出台，宣示了中央推进电力体制改革的坚定决心，普遍被业界解读为电力市场发展的重要里程碑。但如此大规模的用户从原来的目录电价体系向市场化电价体系转变过程中，必然会遇到这样那样的问题，尤其是在目前已经开展电力现货试点的地区，则更加显得“水土不服”。如果不进一步明晰转换路径，则可能引发市场混乱，阻碍电改推进。在电力现货市场中，一般采用实时电价体系，即由现货出清系统，根据市场主体的报量、报价，滚动（一天24点或96点）出清不同时段的电力价格，由于不同时段的电力供需形势迥异，因此现货市场中的价格也随之大幅波动。对于电价敏感的用户，可根据现货市场中的实时价格信号，调整用电行为，降低用电成本，并促进节能降碳。在目录电价体系中，电网企业为了让电力用户的用 电行为更加友好，也对电力大用户的目录电价进行了峰谷分时设计：高峰时段，电价上浮；低谷时段，电价下浮，以鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高电网的利用效率。但峰谷分时目录电价是人为事先划定，且长期不变，不能根据电力供需形势灵活变化。目录电价转换为电网代购电价后，电网企业依然延续了之前峰谷分时的思路：不管现货实时价格是什么情况，代购电价一律按照之前的目录电价峰谷分时系数，对相应时段的电价进行上浮或下调。这导致电网代购的分时电价与现货实时价格脱节，使谷时段用电比例较大用户的电网代购电价低于其按照现货实时电价和中长期交易电价形成的市场化电价。以山东为例，今年7月份10千伏工商业用户的低谷时段（0:00-7:00和12:00-14:00为谷时段）电价为0.411元/千瓦时，除去输配电价和政府性基金及附加后，电能量价格为0.099元/千瓦时。 对应时段的现货分时均价比电网代购的低谷电价要高0.1-0.3元/千瓦时，如果再综合0.3748元/千瓦时的中长期电量价格，对应时段的市场化结算电价还要更高。但其他省份这一现象较之山东可能更加严重，毕竟山东在现货试点之后，已经根据现货市场的价格情况修改过两次峰谷分时时段。入市价格倒挂的现象，显然阻止了谷电大比例用户入市的脚步，而这一类用户恰是对电价敏感，有意愿通过柔性负荷、灵活用电降低用电成本的用户。如果不能入市，不仅是阻碍了市场化电量继续扩大，还将影响新能源发电的消纳，这是因为山东等新能源发电占比较大的省份，现货低价格时段往往是新能源大发的时段。如现货实时价格信号不能引导用户更多地使用清洁电力，这不但没有实现现货试点的目的，更与“构建以新能源为主体的新型电力系统”的顶层设计要求不符。而造成这一现象的原因，主要有两点：第一，强制的高比例（90%以上）中长期电量，使售电公司大部分的购电价格被中长期电量价格锁死，无法向用户传递现货低价时段的价格。为了突破这一限制，山东省在《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》中，新增了“可调节负荷分时零售套餐”，“鼓励可调节电力用户削峰填谷 ，售电公司签订的可调节负荷分时套餐或费率类套餐单独统计，不执行中长期偏差收益回收”。即，允许售电公司为有负荷调节能力的用户购电时，不受高比例中长期电量规则的限制，这显然是一种十分有益的探索。第二，则与电网代购电价继续执行峰谷分时有关，这一点更加重要而且隐患更大。由于目前燃煤发电已基本入市，电网企业为暂时未进入市场的工商业用户购电时，和售电公司一样需要在电力市场中交易。通过前文的现货市场价格分析，我们知道电网企业实际上并不能在电力市场中为谷电用户购得如此便宜的电量，这部分亏损必须通过峰段用户的利润来抵消，如果电网企业不阻碍峰段用户入市，这种通过峰段用户补贴谷电用户的交叉补贴模式显然难以持续。既然电力体制改革的方向是“更好发挥市场在资源配置中的基础性作用”，人为强制规定的峰谷分时时段和电价浮动系数，是对正确形成市场价格信号的严重干扰。“电网代理购电”只是电力市场化推进过程中的过渡性、临时性的购电形态，峰谷分时电价既无必要也无基础。如果继续执行，必将导致电网企业购电与售电价格的严重割裂，引发市场混乱和国有资产流失。

新疆绿色电力交易方案征意见：初期申报价格下限262元/兆瓦时 日前新疆电力交易中心发布关于征求《新疆绿色电力交易方案（征求意见稿）》意见的通知。方案指出，初期，发电企业和电力用户、售电公司通过双边方式达成交易电量、电价，签订双边交易合同。条件成熟后，适时开展挂牌交易。 绿色电力交易初期，按照平稳起步的原则，市场主体按照发电侧上网绝对价进行申报，申报价格下限为 262 元/兆瓦时，待市场成熟后逐步调整。 初期，为减少偏差，参与绿电交易电量限额原则上控制在平价新能源发电企业年度、月度发电能力的 70%。

全球能源危机持续肆虐 各国电力市场何去何从？ 今年以来，国际局势剧烈动荡，全球能源危机持续肆虐。危机对世界各国能源结构和电力市场产生深远影响。 能源结构的变化早已为大众所熟知。为加速摆脱对俄罗斯天然气的依赖，欧洲各国纷纷重启煤电；同时，欧盟委员会公布“REPowerEU”能源计划，将2030年可再生能源目标从40%提升至45%。 西方国家电力市场的新动向在中国民众中未能如此博人眼球，但其应对危机的策略及影响却值得电力市场化改革进程中的中国思考。 2022增量配电与源网荷储一体化研讨会通知 对核电持摇摆不定态度的国家终是向现实低头。 西葡：限制气价 2022年6月8日，欧盟委员会最终批准了西班牙和葡萄牙政府共同制定的应对能源价格上涨的价格限制机制。这一机制规定用于发电的天然气价格最初将被限制在每兆瓦时40欧元以下，在该机制生效的前12个月内，用于发电的天然气价格将被限制在50欧元以下。 今年以来，欧洲电价与天然气价格齐涨。据标普全球普氏的数据，2022年上半年，TTF基准荷兰天然气合约均价99欧元/兆瓦时，2021年同期仅为22欧元/兆瓦时。尤其在该限价机制出台的6月，欧洲天然气价格呈现高位震荡后迅速冲高态势，截至6月30日，TTF主力合约收于144.515欧元/兆瓦时，月环比上涨53.73%，相较2021年6月底的34.62欧元/兆瓦时上涨317.43%。而电价方面，欧盟委员会的数据显示，与2021年同期相比，2022年一季度西班牙和葡萄牙电力批发价格上涨了411%。 限价机制产生了立竿见影的效果。8月4日葡萄牙媒体报道称，根据马德里康普顿斯大学的一项研究，如果没有最高限价机制，葡萄牙和西班牙的电价将比现在高18%。限价机制使西葡两国从原来欧洲电价最高的市场变成电价最低的市场。报道刊发时该市场每兆瓦时电价约为 264欧元，仅比限价机制实施前4月1日至6月14日期间的平均价格高出38%。而此时意大利电价396欧元、法国368欧元、比利时304欧元、德国297欧元，分别陡增了70%、76%、72%和73%。 但限价机制也引发巨大争议。持反对意见者大多对此举破坏欧洲共同市场表示担忧。西班牙最大的公用事业公司Iberdrola SA表示，任何价格上限都应适用于整个欧洲，允许其中两个国家自行采取行动可能会破坏共同市场。欧洲能源贸易商联合会（EFET）也认为，该限价机制可能切断西班牙、葡萄牙电力市场与欧洲其他地区的联系，使欧洲能源市场碎片化。部分业内人士则推测，巨大的电价差可能导致电网互联的法国与西班牙扩大电力交易。西葡两国曾主张将跨境交易排除在价格上限之外，即西班牙限制国内电价，与法国之间交换的电价还按照欧洲统一市场价格，但欧盟委员会坚持采用单一定价体系。 另一种观点则认为，限价机制设定天然气发电用气价格上限，扭曲了电力现货市场的价格信号，对于已经进行套期保值的电力企业和用户是不公平的。此外，业界还指责此举影响脱碳进程。 某种意义上说，西葡限价机制与我国去年以来一系列限制电煤价格的举措相似，都是应对能源短缺的无奈之举。而电力市场化改革中如何平衡市场调节与政府调控，则是全世界都面临的一项重大课题。 澳洲：停摆与重启 2022年6月15日，澳大利亚天然气和电力市场监管机构——AEMO宣布，从澳大利亚东部标准时间14时05分开始，暂停全国电力市场所有地区的现货市场。 AEMO运营着新南威尔士州、昆士兰州、南澳大利亚州、维多利亚和塔斯马尼亚州的电力市场。而此次事件的主角——澳大利亚国家电力市场（NEM）目前拥有6520万千瓦的综合发电能力，覆盖区域横跨澳大利亚东部和东南部海岸，距离约5000千米，注册参与者有504个。 AEMO解释称，为了满足6月14日昆士兰州和新南威尔士州的电力供需短缺，AEMO被迫“通过直接干预”将未经过投标的500万千瓦电量投入市场。这样做虽然设法避免了负荷削减，但“无法再以这种方式可靠地运行现货市场或电力系统”。面对极端的市场形势，暂停市场是确保民生和经济用电可靠性的上策。 此次澳大利亚电力市场停摆由多方因素叠加导致。 部分专家将停摆的直接原因归结为原有的最高价格上限规定已不符合时代发展需要。大停摆前，电力市场现货价格的滚动七天数值突破累积价格阈值（Cumulative price threshold，CPT），触发了管理价格上限（300澳元/兆瓦时）。澳大利亚能源委员会（AEC）首席执行官Sarah McNamara指出，价格上限机制是在1998年创建NEM时设计的，用于管理夏季热浪等短期事件，最高价格上限已经20多年没有更新，不适用于持续发展的市场现状。最高价格上限需要在500澳元/兆瓦时左右，才能确保所有电厂都能覆盖掉自身的发电成本。煤炭短缺、煤价高企的情况下，电厂通过在用电平段、低谷等时段故意报高发电价格将自己投出电力市场，从而将库存煤炭留用于用电高峰时期的高价发电，但在价格上限的机制下，这种煤炭配给制度“失灵”。在现行的NERs制度下，在AEMO能够引导其他发电机组启动之前，已经投标进入NEM的电厂“必须得到充分利用”，这无意中阻碍了煤炭储量低的发电机组参与投标。 而从更加宏观的角度来看，全球能源短缺、现货价格的风险增加、寒冷潮湿的天气、电源非计划性的长期停运，共同导致了此次澳大利亚电力市场停摆。据估计，当时市场上2300万千瓦的燃煤发电容量中，有25%处于停运状态。 大停摆发生后，有关部门迅速采取补救措施。6月15日，AEMO推出管理价格上限（APC）补偿程序，允许计划、非计划发电机组，计划内网络服务提供商，计划内负荷、辅助服务提供商和需求响应服务提供商在提供亏损保护的同时投标进入市场。根据这一补偿程序（并将适用于在AEMO暂停价格期间仍出力的发电厂），如果这些当事方在管理价格期间提供能源或其他服务并产生净损失，则可以要求赔偿。 6月22日，鉴于“市场状况明显改善”，AEMO启动了解除国家电力市场暂停的第一步。AEMO表示，虽然燃料供应仍然紧张，超过400万千瓦的产能已经恢复，市场将在没有实施价格上限的情况下重启。AEMO通过谨慎地监测市场情况后，逐步使市场恢复到正常的招标和调度情况。 学者们就澳大利亚电力市场未来发展建言献策。阿德莱德大学全球资源和食品中心副教授 Liam Wagner提出，未来可能重新考虑市场设计，特别是建立容量补偿机制。但容量补偿机制将更有利于传统能源发电，因此与其他发达国家相比，这可能会使澳大利亚的电力排放强度保持在相当高的水平。电力市场与能源转型会非常坎坷，并且要付出比预想更高的成本。 英国：启动新电改 2022年7月18日，英国商业、能源和工业战略部（BEIS）发布了一份电力市场规则的审查报告，旨在应对近期全球能源成本上涨的挑战，为保障能源安全、促进清洁低碳转型等提供更有力的机制支持。目前该方案正在开展为期12周的意见征集，英国政府计划于2022年第四季度就相关意见予以正式反馈。 该报告认为英国当前市场模式在如下几个方面存在显著短板，难以适应当下能源电力行业发展：一是现行的差价合约机制未能有效激励低碳技术创新与调节资源发展；二是容量保障机制无法适应低碳转型目标；三是边际定价的机制严重影响市场运行效果。 报告提供了到2035年之前英国电力市场改革的初步思路。本轮改革重点包括： 第一，引入区域或节点电价机制。 英国政府提出考虑通过引入节点电价或区域电价机制，解决用户侧成本高昂、位置价格信号缺失等现实问题。但考虑到改革市场定价方式可能引发市场运营成本增加等系列后果，同时顾及与欧洲区域市场等既有安排相衔接等因素，截至目前英国并未就定价方式的具体选择给出明确方案。 第二，拆分电力批发市场体系。 英国政府提出“市场拆分”方案，将现有市场体系拆分为“波动市场”与“稳定市场”两类。前者的市场价格由可再生能源等主体的长期边际成本决定，后者的市场价格继续由传统火电机组等市场主体的短期边际成本决定。 第三，采用“按报价支付”模式替代原有边际定价机制。 考虑到当前电力批发市场价格受到天然气价格波动的严重影响，英国正计划考虑采用“按报价支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市场边际定价机制，以促进电力价格与天然气价格脱钩，降低电力市场出清价格水平。然而，BEIS也承认采用PAB模式可能会产生抑制灵活资源参与市场积极性、降低投资信号激励等后果，对于其能否达到降低用户侧用电成本的总体目标，下阶段仍需持续开展研究。 第四，优化差价合约机制。 本轮改革中，英国提出在现有差价合约机制中引入更多市场信号。例如，相较于单一固定价格，允许差价合约的价格在一定程度上出现波动，以激励发电主体优化调节性能、提升系统灵活性等。又如，基于发电主体在容量市场、电能量市场、辅助服务市场等各类市场中的全部收入确定差价合约价格，或通过计算发电主体的潜在发电能力而非实际发电量确定差价合约支付费用等。英国政府表示预计将于未来差价合同第六轮拍卖中针对具体条款广泛征求意见。 第五，改革容量充裕度机制。 英国计划调整现有容量充裕度机制，以实现对零碳发电资源、灵活性资源等主体的有效激励。一方面，或针对零碳资源等单独开设容量市场，或在现有容量市场中引入多个出清价格（即零碳发电、传统发电等不同类型市场主体形成不同价格）；另一方面，考虑在容量市场中新增“灵活拍卖”机制，对所有符合灵活性标准的低碳技术开放，或在容量市场结算价格中引入“乘数因子”，以评估低碳灵活技术的贡献。另外，BEIS也就是否引入战略备用机制、可靠性期权等进行意见征询。 思考与建议 全球性的能源短缺为多国电力市场健康运行带来困难。上述几大市场所遭遇的问题及其应对措施，给我国电力体制改革与市场建设提供重要参考。 第一，要高度关注一次能源与二次能源的联动。 当下全球范围内煤炭、天然气等一次能源波动引发多国市场持续震荡，畅通一次能源与二次能源的联动机制至关重要。具体到我国，一方面应加强对煤炭等一次能源的价格调控，另一方面应加快研究煤电联动的市场化价格形成机制。 煤电联动方面，我国电力现货试点省份进行了一些有益尝试。实践表明，在市场化改革中注重一次能源与二次能源的联动，可以助力电力保供，通过现货价格反映并影响市场真实供需关系，初步实现源网荷储协同互动。一方面，现货市场可以有效传导上游煤价波动，激励煤电等各类电源的发电意愿；另一方面，现货市场可以引导用户调整用电行为，减小高峰时段用电负荷以降低购电成本。 2021年受煤炭价格高企影响，煤电中长期交易价格与煤炭价格出现倒挂情况，影响煤电企业发电意愿。现货试点则通过清晰反映供需关系的现货市场价格，在电力供应紧张时以高电价激励各类机组主动顶峰发电，提升电力供应能力。 2021年甘肃现货市场结算试运行期间，现货价格由5月的274元/兆瓦时攀升至12月的512元/兆瓦时，度电均价达到413元/兆瓦时，较燃煤基准价上涨34.18%。在高电价激励下，去年5-12月份，甘肃累计实现煤电企业增发电量92.6亿千瓦时。 无独有偶，去年山西现货市场价格伴随煤价上涨，发电侧出清价格由4月均193元/兆瓦时最大提升到10月均价1115元/兆瓦时，涨幅达477%，充分激发出各类电源的发电保供积极性。8月份全国性电荒时，该省也在保障省内供电的同时，完成临时跨省跨区增供任务，高峰时段增供电量达10亿千瓦时以上。 价格变化促使用户由“按需用电”转变为“按价用电”。2022年以来，甘肃电网系统最大用电负荷由晚高峰18-19点向早高峰10-11点转移，实现了削峰填谷的目的，显著改善了电网负荷特性。 第二，要重视平衡保供稳价与能源转型之间的关系。 从上述三大市场情况来看，西葡的限制气价、澳洲的管理价格上限补偿程序都受到外界关于影响脱碳进程的质疑，英国的新电改则指出其现行的差价合约机制和容量保障机制无法适应低碳转型目标。中国也需要在电力市场建设中重视平衡保供稳价与能源转型之间的关系。