煤电平抑新能源大规模介入的波动性和随机性，保障新能源消纳和电网稳定的“压舱石”作用还将保持相当长一段时间。
为了尽早实现“双碳”目标，我国从去年初就提出了要构建以新能源为主体的新型电力系统。经历一年的探索和实践后，业内看法渐渐趋于统一。
在3月24日召开的2022年经济形势与电力发展分析预测会上，来自中国电力企业联合会（下称“中电联”）和国家电网有限公司（下称“国家电网”）的权威专家表示，在“双碳”目标下需要正确认识煤电的价值，要适度发展支柱性电源，保障转型期电力供应。此外，还要加快电力市场化建设的步伐。
构建新型电力系统煤电很重要
去年下半年，部分地区出现了罕见的缺煤限电现象，严重影响经济发展和社会稳定，这一时期煤电以47%的装机占比贡献了超过60%的发电量。煤电平抑新能源大规模介入的波动性和随机性，保障新能源消纳和电网稳定的“压舱石”作用还将保持相当长一段时间。
中电联党委书记、常务副理事长杨昆表示，到2030年随着新能源占据装机主体，煤电仍然是系统灵活性和发电量的第一大支撑电源。到2060年基于系统安全性和经济性的考虑，煤电依然会保持一定的规模，因此必须对煤电在新型电力系统建设与能源供给中的地位和作用做进一步的系统评估，从保障能源安全、国民经济发展的高度充分认识煤电兜底保供、系统调节、应急备用等多位价值，先立后破、循序渐进，确保新能源对传统能源的有序替代。
电网企业负责接入各类电源并网发电，并要保障电力传输安全稳定。站在电网企业的角度，国家电网副总经理陈国平同样提出，在电力系统转型过程中，电力供应保障难度增加，供电平衡仍然依赖支撑性电源。但目前火电等常规电源增速放缓，新能源支撑能力有限，有效供电能力并未随着新能源装机规模显著增长。现阶段煤电“压舱石”作用不可替代。考虑到“十四五”“十五五”用电负荷仍将继续较快增长，陈国平建议需要适度发展煤电、水电、核电等支撑性电源，以常规电源保电力供应、新能源调电量结构。
促进新能源发展需加强市场化改革
电力行业专家还普遍认为，以目前的形势，电力市场化改革还需加紧速度，形成更完善的机制，从而促进新能源更好的发展。
“去年新能源电力参与市场交易的占比将近30%，今年1-2月新能源进入市场的比例将近40%，所以新能源电力进入市场的速度很快。”作为长期从事电力市场建设、交易组织运行等工作的权威专家，北京电力交易中心总经理史连军如是表示。
关于下一步如何推进电力市场建设，史连军认为，要解决一个关键问题不是通过单一的市场机制或者是市场设计就能实现的，首先要开展电力市场的顶层设计。然后要明确按照“统一市场、两级运作”的建设路径来推进，随着市场发展，最后实现省间和省内市场融合。
在如何有序推动新能源电力进入市场方面，史连军认为首先是区分存量、增量推动新能源全生命周期合理确定保障利用小时数，逐年逐步降低保障性电量规模，使更多的部分进入市场。其次，在用户侧购买新能源电量方面，希望下一步政策能尽量分解到用户，起码分解到高耗能用户。
史连军还认为，目前大量的新能源发电通过报零价去拿国家补贴，这不是良性循环的方式。应该给新能源企业设定一定的最低限价，尽量体现绿色价值，产生一定的绿能溢价，这个溢价可以用于冲抵相应的补贴，也可以用于将来的调节费用支付。同时还要设计一些绿证市场、碳市场的金融手段，促进它的收益。最后是建立协调资源补偿机制，来满足新能源反调峰的需要。此外，还要推动包括抽蓄、（新型）储能、可调负荷资源、分布式能源、新能源汽车等灵活性调节资源，以独立主体或聚合商模式参与市场。
杨昆表示，加快建设全国统一的适应高比例新能源交易的电力市场，需要规范统一电力市场的基本交易规则与技术标准，破除电力交易的地域界限以及推动实现各级电力市场统一规范运营和有效衔接。同时，进一步明确绿色电力市场、绿证市场、碳市场的功能定位，理顺三者之间的关系，构建目标一致、相互协同的绿色交易体系，健全新能源参与市场的机制，建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制。鼓励新能源参与现货市场，完善交易规则和考核机制，保障新能源企业的经营收益，进一步完善价格传导机制，按照谁受益谁承担的市场原则，建立公平合理的辅助公平市场。
