● 當前，我國能源體系正處于綠色低碳轉型的關鍵階段，應堅持有效市場和有為政府相結合，深化體制機制改革，加快推動新型能源體系建設。

    ● 新型能源體系下，以化石能源為主的傳統(tǒng)供能模式將發(fā)生重大變革，能源結構將逐步向清潔化、低碳化、多元化轉型。

    ● 隨著新能源裝機規(guī)模持續(xù)增長，新能源在促進能源綠色低碳轉型、建設能源強國中將發(fā)揮越來越重要的作用。

    ● 需進一步健全完善電力市場、綠證（綠電）交易與碳排放權交易協(xié)同發(fā)展機制，引導實現(xiàn)綠色高效用能消費。

能源是現(xiàn)代經(jīng)濟社會發(fā)展的基礎和命脈。黨的二十大報告提出，“加快規(guī)劃建設新型能源體系”。2023年12月召開的中央經(jīng)濟工作會議強調(diào)，“加快建設新型能源體系，加強資源節(jié)約集約循環(huán)高效利用，提高能源資源安全保障能力”。當前，我國能源體系正處于綠色低碳轉型的關鍵階段，在規(guī)劃協(xié)同、新能源消納、多市場協(xié)同等方面仍存在與新型能源體系不相適應的體制機制堵點卡點，應堅持有效市場和有為政府相結合，深化體制機制改革，加快推動新型能源體系建設。

切實增強能源多品種規(guī)劃協(xié)調(diào)性

新型能源體系下，以化石能源為主的傳統(tǒng)供能模式將發(fā)生重大變革，能源結構將逐步向清潔化、低碳化、多元化轉型。聚焦能源結構轉型需要，我國能源規(guī)劃體制機制逐步從計劃命令式向指導性轉變、從單純“以供保需”向“供需協(xié)同”轉變，但在支撐新型能源體系建設上仍面臨一些關鍵問題和挑戰(zhàn)。一方面，各級能源規(guī)劃的協(xié)調(diào)性不足，中央和地方在能源總量、結構等方面規(guī)劃上不協(xié)調(diào)的現(xiàn)象時有發(fā)生，部分地方存在規(guī)劃發(fā)展目標超過上級總體目標，建設規(guī)模、布局和速度與上級規(guī)劃不一致的情況。另一方面，涵蓋不同能源品種、環(huán)節(jié)的規(guī)劃體系尚未完善，各能源品種的生產(chǎn)、傳輸、消費均相對獨立，制約能源品種間協(xié)同互濟發(fā)展，源網(wǎng)荷儲規(guī)劃也存在一些不協(xié)調(diào)現(xiàn)象。此外，能源規(guī)劃與市場化改革、政府監(jiān)管等仍存在協(xié)同性不足的問題。因此，亟須進一步完善能源規(guī)劃機制，加強各類規(guī)劃有機貫通、相互協(xié)調(diào)，推動能源規(guī)劃體系變革升級。

建議統(tǒng)籌各級各類能源規(guī)劃，理順能源規(guī)劃與其他規(guī)劃、市場化改革以及能源監(jiān)管的關系。建立適應區(qū)域重大發(fā)展戰(zhàn)略需要的區(qū)域能源規(guī)劃體系，推進能源經(jīng)濟區(qū)劃與行政區(qū)劃解耦。打破各能源品種相對獨立的規(guī)劃方式，推進化石能源與清潔能源能源規(guī)劃與市場化改革、政府監(jiān)管之間的協(xié)調(diào)機制，將市場化改革、政府監(jiān)管環(huán)節(jié)的相關要求與能源規(guī)劃實際相銜接。

持續(xù)提升新能源消納能力

隨著新能源裝機規(guī)模持續(xù)增長，新能源在促進能源綠色低碳轉型、建設能源強國中將發(fā)揮越來越重要的作用。然而新能源“大裝機小出力”特征明顯，無法提供穩(wěn)定的出力保障，促進新能源電力高效消納存在諸多挑戰(zhàn)。一方面，新能源市場化消納機制尚未健全，新能源入市后收益面臨較大的不確定性，且新能源出力的波動性與不確定性導致其在部分市場強制規(guī)定的中長期合約比例下面臨較大的偏差考核壓力，影響新能源入市積極性。另一方面，新能源快速發(fā)展導致邊際電價下降，傳統(tǒng)電源發(fā)電空間受擠壓的同時，其容量、調(diào)節(jié)價值尚未有效體現(xiàn)，將導致系統(tǒng)供電容量充裕度與靈活調(diào)節(jié)能力下降，難以保障新能源出力得到高效消納。因此，提升新能源消納能力，既要完善新能源市場化消納機制，解決新能源消納的主動性問題，也要提升電力系統(tǒng)靈活供電能力，解決新能源消納的保障性問題。

在完善新能源市場化消納機制上，建議推動新能源機組以政府授權合約方式參與市場，通過競爭性方式形成差價合約價格，新能源機組不簽訂市場化的中長期合同，直接參與現(xiàn)貨市場交易，全部電量按照差價合約價格進行結算，給予新能源發(fā)電商穩(wěn)定的收入預期。同時，配套設立調(diào)峰運行激勵機制，激勵其通過配儲等方式自主優(yōu)化機組出力曲線。

在提升電力系統(tǒng)靈活供電能力上，既要解決“有”的問題，保證供電容量的充裕性，完善發(fā)電容量成本回收機制，以容量補償機制起步，逐步向容量市場過渡，同時也要解決“調(diào)”的問題，提升電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，完善輔助服務補償機制，探索開發(fā)多元輔助服務產(chǎn)品。研究在我國輔助服務市場增加轉動慣量、爬坡、調(diào)相、穩(wěn)控切機、快速切負荷等輔助服務品種，并逐步提升電力用戶輔助服務費用分擔共享比例。

促進電力市場、綠證（綠電）交易與碳排放權交易協(xié)同發(fā)展

我國綠電、綠證與碳排放權交易市場從無到有，市場政策逐步完善，市場定位逐步清晰，市場運作逐步協(xié)同，基本實現(xiàn)了電力資源與環(huán)境資源的優(yōu)化配置。但仍存在諸多挑戰(zhàn)，如參照省級碳市場試點將電力間接碳排放納入全國碳市場將產(chǎn)生重復核算付費問題，額外增加用戶用電負擔，直接燒煤、燒油反而比用電支付的相對環(huán)境成本低，與國家倡導推行的“以電代煤”“以電代油”等政策導向不符。因此，需進一步健全完善電力市場、綠證（綠電）交易與碳排放權交易協(xié)同發(fā)展機制，引導實現(xiàn)綠色高效用能消費。

將電力間接碳排放納入碳市場核算是我國試點碳市場的獨有制度安排，在政府定價環(huán)境下將有助于推動用戶側節(jié)能。當前，我國電力市場化改革已全面鋪開，原有市場環(huán)境條件已發(fā)生根本性變化。從國際實踐來看，國際典型碳市場僅將直接碳排放納入碳市場核算范圍。因此，在未來全國碳市場建設中，僅將重點控排企業(yè)生產(chǎn)過程中的直接排放納入碳市場，是更符合國際慣例也更為科學合理的選擇。

若仍將電力間接排放納入碳市場，則需要進一步考慮綠證（綠電）的碳減排效益量化、綠證在碳市場中的應用范圍、綠證與CCER抵扣碳排放量的路徑選擇等問題，建立健全綠證（綠電）抵扣碳排放量的方法和標準體系，推動可再生能源僅通過綠證抵扣方式參與碳市場，持續(xù)完善適應市場銜接的價格機制，明確綠證在可再生能源電力消納保障機制和碳市場的應用范圍。

 (南方電網(wǎng)公司政策研究部魏俊杰、盧智、周楊，南方電網(wǎng)能源研究院陳政、黃國日對本文有貢獻）