安徽明确新能源参与现货市场两种路径，优化市场环境

近年来，安徽省在新能源领域的发展势头迅猛。截至6月底，安徽省新能源发电装机容量已达到6414万千瓦，这一数字占到了全省发电总装机容量的46.6%，超过了传统的煤电装机容量。为了深入贯彻落实国家“136号文”的精神，安徽省近日发布了《实施方案(征求意见稿)》，明确提出将推动新能源上网电价全面实现市场化形成，并鼓励所有新能源电量参与市场交易。 在《实施方案(征求意见稿)》中，安徽省明确提出，新能源项目的上网电量将全部纳入电力市场，其上网电价将通过市场交易机制来决定。除了传统的风能和太阳能发电外，安徽省还计划根据市场建设的情况，适时推动生物质能以及其他类型的可再生能源参与市场交易。 值得注意的是，在新能源参与市场交易后，由于报价等因素导致未能上网的电量，将不会被纳入新能源的利用率统计和考核范围之内。这一政策的实施，旨在进一步优化新能源的市场环境，促进新能源产业的健康发展。

在参与市场交易方式上,《实施方案(征求意见稿)》提出,具备上网电力预测条件、能执行电力调度机构功率控制指令的新能源项目及虚拟电厂(能源聚合类)可以“报量报价”参与现货市场。同时,所有新能源项目及虚拟电厂(能源聚合类)也可以“不报量不报价”方式,作为价格接受者参与现货市场。参与跨省跨区交易的新能源电量,上网电价和交易机制按跨省跨区送电相关政策执行。享有财政补贴的新能源项目,全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按原有规定执行。

我省将建立支持新能源可持续发展价格机制。《实施方案(征求意见稿)》提出,新能源参与电力市场交易后,在市场外建立差价结算机制。对纳入机制的电量,市场交易均价低于或高于机制电价的部分,由电网企业按规定开展差价结算,结算费用纳入系统运行费用由全体工商业用户分摊或分享。

新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点,随着技术进步、造价持续降低,新老项目经营成本差异较大。《实施方案(征求意见稿)》提出在实施新能源可持续发展价格结算机制时,区分存量项目和增量项目,提出了相应的电量规模、机制电价和执行期限。我省还将完善适应新能源高质量发展的市场机制,健全现货市场交易和价格机制。完善中长期市场交易和价格机制。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议,提前管理市场风险,形成稳定供求关系。

优化电力市场运行环境,《实施方案(征求意见稿)》提出,坚决纠正不当干预电力市场行为,不得向新能源不合理分摊费用,不得将配置储能作为新建新能源项目核准(备案)、并网、上网等的前置条件。

新能源电价市场化改革成为公众关注的焦点。那么，这一改革是否会对居民电价产生影响呢?国家发展改革委和国家能源局的相关负责人在今年年初接受记者采访时，就新能源上网电价市场化改革的深化问题进行了回应。他们明确指出，此次改革不会对居民和农业用户的电价水平造成影响，这些用户的用电将继续按照现行的目录销售电价政策执行。

在回答相关问题时，国家发展改革委和国家能源局的相关负责人进一步阐述，针对工商业用户而言，通过静态估算，预计在改革实施的首年，全国工商业用户的平均电价与上年相比将保持基本稳定。在电力供需相对宽松、新能源市场价格相对较低的地区，电价甚至有可能出现小幅下降的趋势。随着电力供需状况、新能源发展等因素的变化，工商业用户的电价也将相应地进行波动调整。