12月21日，中國國務院新聞辦公室召開新聞發(fā)布會發(fā)布《新時代的中國能源發(fā)展》白皮書。白皮書顯示，全面提升能源領域市場化水平，營商環(huán)境不斷優(yōu)化，市場活力明顯增強，市場主體和人民群眾辦事創(chuàng)業(yè)更加便利。進一步放寬能源領域外資市場準入，民間投資持續(xù)壯大，投資主體更加多元。發(fā)用電計劃有序放開、交易機構獨立規(guī)范運行、電力市場建設深入推進。
創(chuàng)新完善促進綠色發(fā)展的價格機制，實施差別電價、峰谷分時電價、階梯電價、階梯氣價等，完善環(huán)保電價政策，調(diào)動市場主體和居民節(jié)能的積極性。在浙江等4省市開展用能權有償使用和交易試點，在北京等7省市開展碳排放權交易試點。大力推行合同能源管理，鼓勵節(jié)能技術和經(jīng)營模式創(chuàng)新，發(fā)展綜合能源服務。加強電力需求側(cè)管理，推行電力需求側(cè)響應的市場化機制，引導節(jié)約、有序、合理用電。建立能效“領跑者”制度，推動終端用能產(chǎn)品、高耗能行業(yè)、公共機構提升能效水平。
全面提升可再生能源利用率。完善可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度。實施清潔能源消納行動計劃，多措并舉促進清潔能源利用。提高電力規(guī)劃整體協(xié)調(diào)性，優(yōu)化電源結構和布局，充分發(fā)揮市場調(diào)節(jié)功能，形成有利于可再生能源利用的體制機制，全面提升電力系統(tǒng)靈活性和調(diào)節(jié)能力。實行可再生能源電力消納保障機制，對各省、自治區(qū)、直轄市行政區(qū)域按年度確定電力消費中可再生能源應達到的最低比重指標，要求電力銷售企業(yè)和電力用戶共同履行可再生能源電力消納責任。發(fā)揮電網(wǎng)優(yōu)化資源配置平臺作用，促進源網(wǎng)荷儲互動協(xié)調(diào)，完善可再生能源電力消納考核和監(jiān)管機制?？稍偕茉措娏寐曙@著提升，2019年全國平均風電利用率達96%、光伏發(fā)電利用率達98%、主要流域水能利用率達96%。
建設統(tǒng)一開放、競爭有序的能源市場體系。根據(jù)不同能源品種特點，搭建煤炭、電力、石油和天然氣交易平臺，促進供需互動。推動建設現(xiàn)代化煤炭市場體系，發(fā)展動力煤、煉焦煤、原油期貨交易和天然氣現(xiàn)貨交易。全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃，建設中長期交易、現(xiàn)貨交易等電能量交易和輔助服務交易相結合的電力市場。積極推進全國統(tǒng)一電力市場和全國碳排放權交易市場建設。
有序放開競爭性環(huán)節(jié)價格。推動分步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電價格由市場形成，電力用戶或售電主體可與發(fā)電企業(yè)通過市場化方式確定交易價格。進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價機制改革，實行“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。穩(wěn)步推進以競爭性招標方式確定新建風電、光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價。推動按照“風險共擔、利益共享”原則協(xié)商或通過市場化方式形成跨省跨區(qū)送電價格。完善成品油價格形成機制，推進天然氣價格市場化改革。堅持?；?、促節(jié)約原則，全面推行居民階梯電價、階梯氣價制度。
科學核定自然壟斷環(huán)節(jié)價格。按照“準許成本+合理收益”原則，合理制定電網(wǎng)、天然氣管網(wǎng)輸配價格。開展兩個監(jiān)管周期輸配電定價成本監(jiān)審和電價核定。強化輸配氣價格監(jiān)管，開展成本監(jiān)審，構建天然氣輸配領域全環(huán)節(jié)價格監(jiān)管體系。
在全面深化能源體制改革方面，積極培育配售電、儲能、綜合能源服務等新興市場主體。深化國有能源企業(yè)改革，支持非公有制發(fā)展，積極穩(wěn)妥開展能源領域混合所有制改革，激發(fā)企業(yè)活力動力。
2 12月21日，云南省發(fā)展改革委員會、云南省能源局印發(fā)《2021年云南電力市場化交易實施方案》（云能源運行〔2020〕219號），方案中稱2021年電力用戶準入范圍：符合國家產(chǎn)業(yè)政策、 節(jié)能減排要求的經(jīng)營性電力用戶。除居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務等行業(yè)電力用戶以及電力生產(chǎn)供應所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶均屬于經(jīng)營性電力用戶。 具備峰谷分時計費條件的一般工商業(yè)用戶，注冊進入市場后繼續(xù)執(zhí)行峰谷分時電價。市場化交易形成的成交 電價為平時段電價，根據(jù)用電時段，峰時段電價上浮 50%、 谷時段電價下浮 50%（其中獨立價區(qū)用戶峰谷浮動標準按照地方政策執(zhí)行），確定峰、谷時段電價，結算時根據(jù)峰、平、 谷時段用電量，分別計算各時段電費。執(zhí)行峰谷分時電價產(chǎn)生的差額收益納入不平衡資金。大工業(yè)用戶市場化交易形成的價格為全時段價格。根據(jù)市場發(fā)展或國家有關改革要求， 探索開展大工業(yè)用戶帶曲線交易和結算。 為應對清潔能源發(fā)電能力波動，保障電力電量平衡，2021年安排火電調(diào)節(jié)電量 115 億千瓦時。 3 12月22日，新疆能監(jiān)辦發(fā)布了關于印發(fā)《新疆電力市場結算方案（試行）的通知》（新監(jiān)能市場〔2020〕266號），進一步規(guī)范新疆電力市場交易結算，完善電力市場交易規(guī)則。 方案中指出，月度發(fā)用電計劃制定應遵循以下五大原則：一是保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和電力電量平衡；二是堅持清潔能源優(yōu)先消納；三是堅持優(yōu)先發(fā)電合同優(yōu)先安排并剛性執(zhí)行；四是堅持優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先用電規(guī)模、市場化發(fā)電和市場化用電規(guī)模相匹配；五是堅持計劃制定公平、公正、公開。 4 12月25日，山西能源監(jiān)管辦會同山西省發(fā)改委聯(lián)合出臺了《山西省電力中長期交易實施細則》。 《細則》中指出，完成市場注冊且已開展交易的電力用戶，合同期滿后未簽訂新的中長期交易合同但發(fā)生實際用電時，不再按照政府目錄電價結算。其中，參加批發(fā)交易的用戶，中長期模式下進行偏差結算，現(xiàn)貨模式下按現(xiàn)貨結算;已簽約售電公司的零售用戶按照零售價格結算，未簽約售電公司的零售用戶按照保底價格進行結算。 完成市場注冊但未開展交易的電力用戶，執(zhí)行政府目錄電價，探索公開招標確定售電公司提供零售服務等市場價格形成機制。上述情況視同未參加中長期市場，不得參加現(xiàn)貨市場。 5 12月25日，山西能監(jiān)辦發(fā)布了《山西電力市場監(jiān)管實施辦法（試行）》，將對市場主體在電力批發(fā)市場和零售市場中所占份額的比例，對市場主體執(zhí)行電力市場規(guī)則的情況，對市場主體公平參與市場交易情況，對市場主體信息上報或披露情況進行監(jiān)管。 該實施細則主要有五大特點，一是市場主體種類齊全。包括獨立儲能、獨立用戶、用戶側(cè)儲能、售電公司、輔助服務聚合商、獨立輔助服務供應商等多種市場主體，旨在充分挖掘各類調(diào)節(jié)資源，促進源網(wǎng)荷儲深度融合；二是交易品種豐富。在現(xiàn)有輔助服務市場日前組織報量報價、日內(nèi)調(diào)用的基礎上，拓展引入中長期雙邊協(xié)商和掛牌交易機制，支持新能源企業(yè)和獨立儲能、用戶可控負荷市場主體之間“點對點”定向消納；三是調(diào)用次序合理。深調(diào)市場啟動后，優(yōu)先調(diào)用社會效益和性價比更高的獨立儲能和用戶側(cè)資源，提高火電機組發(fā)電效率，節(jié)約調(diào)峰成本；針對執(zhí)行峰谷電價用戶，設置不同補償價格區(qū)間，引導用戶改變用能習慣。四是基線負荷計算科學?；€負荷作為判斷可控負荷參與調(diào)峰響應的基準至關重要，本細則綜合近期歷史負荷、歷史同期負荷、相鄰時段負荷、不同日負荷率比等參數(shù)精準計算得出；五是補償分攤機制合理。根據(jù)可再生能源消納權重指標，科學計算發(fā)電企業(yè)和市場化用戶之間分攤占比，同時通過每個時段響應量和全天總體響應量兩個維度判斷用戶是否達到日前申報響應量，確保分攤公平，收益合理。 1 11月，北京電力交易中心組織新能源省間交易完成電量79億千瓦時。1～11月，新能源省間交易累計完成電量845億千瓦時。 11月通過天中、祁韶、靈紹、魯固、高嶺等跨區(qū)通道組織西北、東北地區(qū)新能源送華北、華東、華中電量50億千瓦時，輸電通道新能源占比18%。1～11月，通過天中、祁韶、靈紹、魯固、高嶺等跨區(qū)通道組織西北、東北地區(qū)新能源送華北、華東、華中累計電量635億千瓦時，輸電通道新能源占比22%。 2 12月22日，湖北電力交易中心發(fā)布2021年年度電力市場化雙邊協(xié)商交易成交結果，共達成交易電量469.90339億千瓦時。其中，達成交易的市場主體共159家，發(fā)電側(cè)成交均價403.19元/兆瓦時。 3 12月23日，江蘇電力交易中心發(fā)布2021年1月份江蘇電力集中競價交易公告，稱本次月度平臺競價發(fā)電側(cè)有效競爭電量上限為56.57億千瓦時，發(fā)電側(cè)電量總上限為60.99億千瓦時。 4 12月24日，安徽電力交易中心公布安徽省2021年1月份電力直接交易結果。 （一）合同轉(zhuǎn)讓交易 發(fā)電側(cè)，兩部制合同無轉(zhuǎn)讓申請；單一制合同轉(zhuǎn)讓共有1家發(fā)電企業(yè)（2個交易單元）參與交易，轉(zhuǎn)讓筆數(shù)2筆，轉(zhuǎn)讓總電量2542兆瓦時，全部轉(zhuǎn)讓電量已通過安徽電力調(diào)度控制中心安全校核，轉(zhuǎn)讓均價（指發(fā)電側(cè)）為373.20元/兆瓦時。 購電側(cè)，兩部制合同轉(zhuǎn)讓共有17家售電公司參與交易，轉(zhuǎn)讓筆數(shù)11筆，轉(zhuǎn)讓總電量202000.2兆瓦時，轉(zhuǎn)讓均價為370.18元/兆瓦時。單一制合同無轉(zhuǎn)讓申請。 （二）集中直接交易 兩部制集中交易共有19家發(fā)電企業(yè)和32家售電公司、2家一級用戶參與申報，共成交電量362734兆瓦時，統(tǒng)一出清電價（指發(fā)電側(cè)）為375.15元/兆瓦時（出清點購電側(cè)申報電價為375.4元/兆瓦時，發(fā)電側(cè)申報電價為374.9元/兆瓦時）。 5 今年新疆外送電量達到1000.12億千瓦時，“疆電外送”年度電量首次突破千億千瓦時大關。 新疆電力交易中心有限公司表示，7月，新疆昌吉—安徽古泉±1100千伏特高壓直流輸電工程的輸送功率由600萬千瓦提升至800萬千瓦，成為全國目前在運特高壓輸電工程中輸電功率最大的工程，為大規(guī)模“疆電外送”提供了有力支撐。僅該工程今年以來外送電量達到430億千瓦時。 今年，面對疫情影響，國網(wǎng)新疆電力有限公司做好重點場所和人員疫情防控，使用無人機、機器人、工業(yè)控制保護系統(tǒng)等先進技術裝備和系統(tǒng)，加強換流站和輸電線路運維，確?！敖娡馑汀蓖ǖ腊踩€(wěn)定運行。 同時，新疆與多個?。▍^(qū)、市）簽訂了電力援疆外送協(xié)議，使新疆電輸送至全國20個?。▍^(qū)、市），“疆電外送”范圍和規(guī)模顯著擴大。 2010年11月，新疆建成750千伏“疆電外送”第一通道，結束了新疆孤網(wǎng)運行歷史。2013年6月，新疆建成750千伏疆電外送第二通道。2014年1月, 新疆建成哈密—鄭州±800千伏特高壓直流輸電工程，實現(xiàn)大規(guī)模電力外送。2019年9月，昌吉—古泉±1100千伏特高壓直流輸電工程建成，自此形成了4條“疆電外送”通道，為我國能源資源大范圍優(yōu)化配置提供了保障。
