云南省煤电价格市场化改革迈出决定性一步

　　“在全国率先提出建立煤电调节容量市场，单独设立煤电电能量市场，煤电上网电价最高上浮20%。”煤电入市，成为开年云南电力体制改革的一记重磅消息，在发电企业、电力交易市场、电力用户之间激起层层水花。

　　2023年1月1日起，《云南省燃煤发电市场化改革实施方案》（以下简称《方案》）正式试行，以市场化为导向，瞄准煤电市场化难、成本疏导难等问题，探索建立“两个市场”，真正形成了“能涨能跌、随行就市”的煤电市场化电价机制，通过市场发现燃煤发电的价值和疏导燃煤发电成本，迈出了云南省煤电市场化改革决定性一步。

　　《方案》提出建立煤电电能量市场，将水电和煤电分开交易，并分别设立省内、省外市场。省内电能量市场方面，明确每度电价格由煤电企业和各类电力用户（含售电公司）直接交易形成，煤电上网电价在煤电基准价上下浮动20%，高耗能用户交易电价不受此限制。《方案》还明确了煤电电能量合理分摊、褐煤与烟煤无烟燃煤发电量分类结算等规定，并对未成交煤电电量确定了不同的结算价格，激励发用电双方积极主动进行交易，避免被动成交。

　　“此次煤电市场化改革，健全了云南电力市场准入、交易、运行等规则，真正建立起了反映电力供需形势和成本变化的煤电市场化电价机制，有效解决燃煤发电企业生产经营困难，以市场化手段促进电力资源合理配置，提高电力安全稳定供应能力，既利当前、又谋长远。”省发展改革委主任岳修虎说。

　　与此同时，云南省从新能源占比高并将迅速扩大的实际出发，在全国率先提出建立煤电调节容量市场，按照各类电源、用户的不同需求分摊调节容量成本，逐步建立与系统负荷曲线一致性相挂钩的调节容量市场交易机制，先期鼓励风电和光伏发电企业自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务。

　　省发展改革委相关部门负责人介绍，按照国家新能源装机原则上需配备10%储能的要求，云南省3至5年内即可产生800万千瓦调节容量市场需求，而技术成熟、稳定性强的煤电可作为新能源的“电池”储备，建立煤电调节容量市场，既可以疏导燃煤发电企业成本，又为未自建新型储能设施或未购买共享储能服务的企业拓宽了新能源配套储能解决的途径，实现新能源与燃煤企业双赢，为我省构建新型电力系统，打造绿色能源强省奠定良好的基础。

　　云南是我国重要的清洁能源基地，随着风电、光伏等新能源快速发展，煤电作为基础保障性和系统调节性电源的作用日益凸显。但云南作为水电大省，电源结构特殊，电力市场化均价由水电形成，而长期以来，煤电电量占比小、价格高，无法与水电同台竞争，燃煤发电价值无法通过市场化方式得以真正体现，导致企业连年亏损，严重影响了煤电企业生产经营信心，制约了电力行业发展，也为云南省能源安全带来挑战。

　　解顽疾、除痛点，探索新形势下煤电市场化改革的“云南路径”迫在眉睫。

　　2022年以来，省发展改革委、省能源局、国家能源局云南监管办等职能部门与各企业合力攻坚，向电力市场改革中的“老大难”问题开刀，借鉴国内外电力市场经验，并经过多方研究论证，制定出台了一系列符合云南省煤电行业发展实际的创新举措。

　　记者注意到，《方案》从多个环节综合考虑，为企业和用户纾困解忧。为避免燃煤发电成本向用户疏导的同时出现水电等清洁能源价格同步上涨，对工商业用户正常生产经营造成负面影响，《方案》在保障措施中综合考虑近年来水电价格变化情况，制定水电和新能源价格波动区间，保持改革期间价格总体稳定。《方案》还明确规定，电力用户可通过燃煤发电电量与清洁能源电量置换、绿证交易等方式实现低碳零碳生产经营，确保有低碳零碳生产要求的企业在合理分担燃煤发电成本的同时不受影响。

　　“此次改革中，居民和农业用户用电执行目录销售电价政策，不参与分摊煤电电量，因此价格不受影响。”省发展改革委相关部门负责人表示。

　　昆明电力交易中心最新数据显示，2022年12月21日年度交易签约启动至2023年1月9日年度交易关闸，云南省燃煤发电已签约电量达164.96亿千瓦时，超过省内年度计划签约电量的9.64%，成交均价每千瓦时0.3767元，较燃煤基准价上浮12.18%，煤电市场运行总体平稳。