近日，《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》（以下简称《决定》）对外发布。《决定》指出，深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场。推进水、能源、交通等领域价格改革。

　　那么，电力市场化改革方面可以有哪些突破？

　　7月24日，中国电力企业联合会（以下简称中电联）召开《2024年上半年全国电力供需形势分析预测报告》新闻发布会，中电联规划发展部主任张琳在回答《每日经济新闻》记者上述提问时表示，要健全可再生能源消纳责任制度，探索将可再生能源消纳责任权重落实到终端用户。

　　另外，上述报告预计，2024年全年用电量同比增长6.5%左右，最高用电负荷比2023年增加1亿千瓦左右。今年迎峰度夏期间全国电力供需形势总体紧平衡。

　　中电联还发布了全国电力消费和供应系列指数。2024年6月，非化石能源发电综合指数为151.1，比2020年基期增长了51.1%，同比增长23.0%；其中，新能源发电综合指数为210.6，比2020年基期增长了110.6%，同比增长27.3%。在“双碳”目标引领下，非化石能源发电综合指数快速增长。

　　发布会现场每经记者周逸斐摄

　　引导各方合理承担新能源消纳责任及成本

　　《决定》提出，深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场。推进水、能源、交通等领域价格改革。

　　张琳在回答《每日经济新闻》记者提问时表示，要加快构建全国统一电力市场体系，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通，创造更加公平、更有活力的市场环境，实现资源配置效率最优化和效益最大化。

　　张琳进一步指出，应聚焦三方面改革着力点：

　　一是加快推进全国统一电力市场体系建设。加快完善国家层面“1+N”基础规则体系和电力市场技术标准体系，推动多层次市场间有序衔接、协同运行。贯彻京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等国家区域重大战略，推动区域内余缺互济和资源优化配置。推动跨省跨区优先发电计划逐步转为中长期合同，提高跨省跨区交易的市场化程度。

　　“二是进一步完善电力市场交易机制。深化省内中长期市场连续运营，推动中长期市场分时段形成价格并开展结算。规范电力现货市场建设，推动具备条件的现货市场逐步转入正式运行。完善辅助服务市场机制，增加体现系统灵活调节价值的备用、爬坡等辅助服务交易品种。”张琳说。

　　三是有序推动新能源进入市场。明确新能源参与市场方式和路径，提升电力市场对高比例新能源的适应性。健全可再生能源消纳责任制度，探索将可再生能源消纳责任权重落实到终端用户。健全绿电、绿证交易机制，引导各方合理承担新能源消纳责任及成本。

　　须通过源端减碳等方式进一步推动煤电低碳转型

　　《每日经济新闻》记者注意到，《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》提出，到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。

　　当前煤电低碳改造面临怎样的挑战？张琳透露，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。

　　“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。”张琳说。

　　从当前我国煤电机组的现状来看，低碳改造有哪些空间可以挖掘？

　　张琳认为，在“双碳”目标下，为确保全社会如期达峰，须通过源端减碳、末端固碳等技术方式进一步推动煤电低碳转型。

　　从技术实施情况看，煤电耦合生物质发电已在山东十里泉、日照等燃煤电厂实施，有关技术已具备规模化示范的基础；掺氨燃烧属于前沿发电技术，近年来我国在广东台山等地进行了工业级燃煤机组掺氨燃烧试验，已经具备规模化示范基础；烟气碳捕集利用与封存已在多个电厂进行了不同规模的实践。

　　总体来说，各项技术已经基本成熟，具备推广应用的基础，但均面临煤电降碳运行成本升高的挑战，同时还存在着受生物质资源、绿氨产地及运输条件、二氧化碳封存地址条件等方面的限制，需要有序推进。

　　在资金支持、政策支撑、优化电网调度等多角度保障下，煤电低碳改造示范项目将如期推进，可优选农业废弃物或沙生植物丰富区域开展生物质掺烧改造；在新能源丰富且消纳具有一定压力地区，开展绿氨示范；在适宜地区实施烟气碳捕集利用与封存，推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术，因地制宜实施二氧化碳地质封存。