摘要

　　党的二十大报告强调，“积极稳妥推进碳达峰碳中和”。新能源发展对实现“双碳”目标至关重要。我省亟须进一步完善电力市场体制机制，配置一批安全、稳定、快速新型储能等调节电源。建议优化绿电消费模式，优化消纳责任权重，完善配套机制，加快新能源发展建设。

　　案由 

　　作为中国重要的综合能源基地和全国首个能源革命综合改革试点，山西近年来持续推进能源绿色转型，新能源装机规模快速增加。近年来，山西省风电光伏产业快速发展，电网中新能源和可再生能源装机比重逐渐增大，截至2022年底，山西省风电、光伏装机达到4013万千瓦，占比达到33.2%，利用率达98.6%。到“十四五”末，风电、光伏装机将达到8000万千瓦。新能源消纳面临越来越大的压力，亟须进一步完善电力市场体制机制，配置一批安全、稳定、快速新型储能等调节电源，保障电网的安全稳定运行。同时，作为全国首个实现电力现货市场不间断试运行的省份，山西还发挥电力市场机制作用，促进新能源消纳。

　　山西将深入推进能源革命，加快能源绿色低碳转型发展，力争新能源和清洁能源装机占比大幅提高。目前，加快新能源发展建设也存在一些问题：

　　一是绿色电力环境价值体系亟待统一构建。当前，绿电绿证市场、可再生能源消纳责任权重、碳市场均能够体现新能源的绿色价值。但由于牵头部门不同，市场建设运行相对独立，各市场之间存在机制衔接不畅、绿色权益重复计算等问题。全社会绿电消纳责任以及消费意识还未建立，绿电交易规模有限，未能充分体现新能源的价值。

　　二是可再生能源消纳权重指标不够科学。从2020年起，国家建立了可再生能源电力消纳责任权重引导机制，根据各省新能源装机预期规模设定消纳责任权重目标，对各省消纳责任权重进行考核。山西省新能源装机较大，国家下达的目标任务较高，但作为典型电力送出省份，外送新能源电量不计入山西消纳责任权重。山西的火电企业、电力用户等其他主体要为全部新能源消纳付出更多调节成本。

　　三是新型储能建设收益模式不清晰。“十四五”及以后，新型电力系统建设对新型储能存在巨大刚性需求，受限于成本疏导机制尚不明确，现行电力市场机制下完全通过参与市场化方式回收投资成本仍存在难度和风险，影响了新型储能的健康可持续发展。

　　建议 

　　委员们提出以下三方面建议：

　　建议优化绿电消费模式。建议国家统筹建立完善全国统一的绿电消纳认证交易体系，推动与绿电、绿证、碳市场交易的全面贯通，便于各类主体利用购买绿电制造产品和提供服务，有效放大市场在新型能源体系中优化资源配置的积极作用。

　　建议优化消纳责任权重。建议国家结合各省经济发展水平和不同产业区域消纳能力，合理制定各省总体、各用电行业的消纳指标，逐渐缩小地区间消纳责任权重差距，合理满足不同区域差异化用电需求，突破省际壁垒，助力新能源在更大范围内合理配置。

　　建议国家在储能新材料未突破、储能技术路径未成熟分化及储能项目成本未降到抽蓄成本之前，参考抽水蓄能价格形成机制，在储能调峰、调频及现货市场政策基础上，增加租赁市场试点，并对各种储能技术路径附加调节系数，降低项目投资风险、加快储能产业规模化、减少新型电力系统对火电调节的依赖，实现储能投资商、新能源企业、电网企业及地方政府多方共赢。同时，在国家层面统筹考虑省内消纳及省间外送相对应的新型储能、抽蓄的电价机制，给予调节和引导。