李云峰 杨俊伍 | 深化体制机制改革 重塑云南绿电发展新优势

  摘 要

党的二十届三中全会审议通过的《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》）提出了“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”“促进各类先进生产要素向发展新质生产力集聚，大幅提升全要素生产率”的战略部署。促进绿电发展是新型电力系统建设的重要组成部分，也是实现“双碳”目标的关键。云南绿电资源丰富，截至2023年，全省绿电装机容量在总装机容量中占比达89.22%。从绿电价值角度来看，2023年全国度电 GDP约14元/千瓦时，而云南度电GDP仅为11.9元/千瓦时，云南绿电优势还有极大挖掘空间。在此基础上，深入学习贯彻《决定》做出的全面深化改革的战略举措，以适应新型电力系统建设为导向，深化电力体制机制改革；以实现绿电资源配置效率最优化和效益最大化，健全绿电资源向发展新质生产力集聚的体制机制，对于重塑云南绿电发展新优势，率先打造全国新型电力系统标杆示范区意义重大。

绿色电力，又称绿电，主要是指由可再生能源（如水力、风力、太阳能、生物质等）发电的电力，绿电不仅能够减少对化石能源的依赖，还能降低温室气体的排放。绿电交易是围绕绿电展开的一种市场交易形式，为可再生能源企业提供了销售渠道，同时推动了可再生能源的利用和普及，助力经济社会可持续发展。从市场交易来看，绿电环境价值主要通过参与绿电、绿证交易或在碳市场抵扣碳排放来实现。当前，云南绿电交易在绿电、绿证、碳交易三个市场中呈现出不同的价格形态，没有形成有机衔接；以风能、光伏为主的新能源电源参与市场竞争的收益存在不确定性，影响新能源发展节奏。深化电力市场体制机制改革，合理疏导绿电流通价值，将是重塑云南绿电发展新优势的重要一环。

健全有效激励机制，大力推进“电—碳”市场协同发展。逐步建立完善碳价与电价传导机制，可将碳成本纳入现行基准上网电价体系中，畅通“电—碳”市场价格传导链条，促进碳成本在全社会合理分摊和有效疏导。在《电力现货市场基本规则（试行）》提出的中长期差价合约制度的基础上，进一步明晰新能源差价合约的合约期限、合约方式、差价基准、差价疏导、合约电量曲线等关键问题，探索建立“电—碳”市场之间的“差价合约资金池”制度，构建碳市场与电力市场融合应用并为绿电项目提供一定收益保障的电价疏导机制。

深化电力管理体制改革，构建相关交易综合服务平台。目前，云南清洁能源所产生的绿证未统筹交易登记，碳资产价值无法充分体现。探索建立统筹打造全省绿证交易管理服务、林业碳汇合作开发、碳排放履约与碳资产管理等业务省级平台，统筹绿证和碳资产交易，助力构建“证—碳”衔接的绿电和碳资产交易体系，服务支撑云南绿色能源环境权益价值。

建立多种能源、储能协同发力的电力供给消纳体系，着力提升系统调节能力，统筹构建“大电网＋大基地”和“微电网＋分布式新能源”两个发展格局。

健全两个“一体化建设”机制，推进“大电网＋大基地”建设。健全推进“源网荷储”一体化和“风光水火储”一体化建设的体制机制，推进以大型风电、光伏基地为基础，结合周边调节性资源和不同电力输送资源，促进新能源高效开发利用。重点围绕金沙江、澜沧江等主要流域“一体化”开发建设，健全不同电源上网输出通道使用权和利益分配机制，充分发挥大电网资源配置作用，实现在同一流域内有效平衡基地水电与新能源就地或外送消纳利益的合理分配，提升电力资源优化配置能力。

探索建立微电网建设鼓励机制，推进“微电网+分布式新能源”建设。将微电网建设纳入相关规划，同时制定配套的鼓励政策、健全相关激励机制支持微电网技术研发。研究成立专项资金重点支持产业园区、大型企业、偏远地区等实施智能微电网建设示范项目。支持和鼓励省内外相关研究机构、高校联合开展适合云南省地域特点和能源特点的微电网技术研究，探索制定相关技术规范和标准，推进“微电网＋分布式新能源”一体化建设的标准化、规范化和规模化。

健全储能电价政策机制，构建多元储能深度参与的电力调节体系。加快研究出台储能电价政策机制，解决储能在企业内部投资决策和建设实施的问题。通过建立合理的储能成本补偿机制，设置储能服务费、峰谷电价差、参与电力市场交易等方式，确保储能投资可以获得稳定合理的回报。进一步完善新型储能参与辅助服务市场、电力现货市场、容量市场等政策机制。鼓励支持电网储能投资企业、新能源发电企业投资建设光伏、风能等新能源储能设施，积极布局空气压缩储能、电化学储能、“新能源＋氢储”等新型储能体系，构建多元储能深度参与的电力调节体系。

新质生产力就是绿色生产力。促进绿电资源向发展新质生产力集聚，将是重塑云南绿电发展新优势的重要途径。

以新一轮电力体制改革为契机，探索建立“绿电直供”机制。随着我国新型电力系统建设的不断深入，绿电供给消纳体系建设与当前电力体制机制方面的矛盾逐渐显现，如：集中式新能源只能上网售电；分布式新能源原则上可实现“自发自用、余电上网”，但仍受“隔墙售电”约束。2024年8月，由国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027）》提出：“探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的‘绿电聚合供应’模式”。云南应深刻把握新一轮电力体制改革契机，以“绿电聚合供应”模式为突破口，探索建立“绿电直供”机制，最大限度促进绿电资源向发展新质生产力集聚。

建立微电网与园区协同发展机制，助力园区经济。进一步强化园区发展规划引领作用，探索在园区建设或提升改造时，将微电网、分布式光伏整合到园区建设中。适时设立微电网建设专项资金和相关政策支持体系，吸引社会资本参与园区微电网建设，在促进分布式新能源消纳的同时助力园区经济发展。

健全碳足迹管理体制机制，提升绿色产品供给能力。2023年4月欧盟理事会投票通过欧盟碳边境调节机制（CBAM），拟于2026年1月1日起正式实施（过渡期调整为2023年10月1日至2025年12月31日）。碳关税的实施在一定程度上会促进国际贸易的绿色低碳化。云南作为我国清洁能源大省，绿电资源丰富，极有可能成为企业购买绿电，避免支付欧盟高额碳价、降低出口成本的重要方式。云南要充分抓住由国际碳关税实施带来的国内产业转移机遇，紧扣我国碳足迹管理体系建设，主动作为，健全绿色产品认证体制机制。重点围绕首批纳入CBAM的水泥、化肥、钢铁、铝、化工（氢）、电力等重点产品，推动建立行业碳足迹认证标准，加速推进数字化碳管理，完善产品碳量化自证和对外溯源机制，提升云南绿色产品供给能力。

鉴于新能源电力具有波动性和间歇性，统筹高比例新能源发展和电力安全稳定运行，完善数字赋能体制机制，提升电力系统智能化水平，已成为双碳背景下新型电力系统建设的内在要求。

加强政策引领，试点示范先行。基于新形势新要求进一步组织深化电力系统数字化研究，逐步完善电力数字化政策支持体系，在项目建设、并网、交易等方面予以政策支持。完善相关机制建设，培育开放共享的市场环境，支持数字化赋能储能、微电网、分布式新能源等能源发展形态。鼓励试点示范，因地制宜开展各类创新示范项目建设，着重考察创新示范项目的技术经济性和市场前景，逐步探索形成可复制可推广的经验和成果，通过试点示范统筹引领数字化建设。

健全电网数字化鼓励机制，着力提升智能电网建设水平。健全吸引各方资本参与的电网数字化建设鼓励机制，加快信息采集、感知、处理、应用等环节建设，提升智能电网建设水平。运用新一代调度运行技术支持系统，着力提升电力系统平衡能力。推进电力系统和网络、计算、存储等数字基础设施融合升级，深化电力系统数字化平台建设应用，构建智慧物联体系，推动源网荷储协同互动、柔性控制。