2022年12月15日，云南省发展改革委发布了《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》（以下简称《方案》）。《方案》提出结合云南源网荷储特点和今后一段时期能源发展安全的实际需要，建立燃煤发电电能量市场和调节容量市场，并在实践中逐步完善制度规则。
据eo了解，《方案》出台的总体目标是缓解当前火电经营困境，与此同时鼓励新能源购买调节服务，提升电力系统调节能力。
打开煤电成本疏导通道
近年来，云南火电利用小时数较低，加上燃料成本高企，云南煤电长期亏损。国家能源局云南监管办公室组织开展的2021年度电力行业经营情况分析显示，2021年云南火电行业同比减亏，但无煤炭资源优势的火电企业的经营状况依然不佳。
2022年，云南省安排能源保供财政引导专项资金5亿元，重点支持统调火电省外电煤、高热值电煤采购以及州市电煤保供等，提高煤炭保供能力和火电出力水平，提升煤炭清洁高效利用水平。
完善市场机制被视为缓解煤电经营困局的重要途径。《方案》提出完善电能量市场，打开火电成本疏导通道。在省内电能量市场方面，交易价格浮动范围根据国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）规定，燃煤发电上网电量市场交易价格为云南省燃煤发电基准价上下浮动20%，高耗能用户交易电价不受上浮20%限制，并提出高耗能用户要优先与烟煤、无烟煤发电企业进行交易。
按照我国煤炭分类标准，不同煤化程度的煤炭可分为：无烟煤、烟煤和褐煤三大类。褐煤是煤化程度最低的矿产煤，热值较低，价格相对较低。鼓励高耗能用户与高热值的烟煤、无烟煤发电企业交易，在一定程度上可以缓解以高热值煤为燃料的电厂的经营压力。
为保障燃煤发电企业能足额销售电量，《方案》规定参与清洁能源年度交易的各类电力用户，需按照一定的比例要求购买燃煤发电电量，双方自主协商在合理区间内确定价格。鼓励买卖双方积极参与月度市场交易，自主在合理区间内确定价格。未成交的燃煤发电电量，由未采购燃煤发电电量及采购量不足的市场化用户（含电网代理购电用户）按比例公平分摊，已采购燃煤发电电量部分不再重复分摊，签订燃煤发电以外电源品种交易合同能够足额满足用电需求的用户也按比例分摊。
近年来，云南省市场化电价有所上涨。2022年每月电厂平均成交价同比增加0.015—0.03元/千瓦时，在0.15—0.28元/千瓦时之间，但比云南燃煤发电基准价0.3358元/千瓦时要低。市场化用户购买火电电量的意愿较有限。
为保持改革期间电价总体稳定，《方案》提出，综合考虑近年来水电价格变化情况，试行期内水电和新能源全年分月电量电价加权平均电价在前3年年度市场均价上下浮动10%区间内形成，超过上限部分纳入电力成本分担机制。试行期内水电和新能源发电企业与一般工商业用户、中小微企业交易价格原则上保持基本稳定。
同时规定，居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，执行目录销售电价政策，不参与分摊燃煤发电电量。
2018—2022年云南电力市场电厂平均成交价
（单位：元/千瓦时）
云南省发展改革委官网发布的《方案》政策解读指出，此次燃煤发电市场化改革，建立燃煤发电电能量市场，推动购售双方在价格浮动区间内自主交易形成价格，实现煤电与水电市场化交易分离，迈出了云南省煤电市场化改革决定性一步，有利于更好发挥市场在电力资源配置中的作用，促进电力行业高质量发展、保障电力安全稳定供应。
有云南电力从业者评价，机制的改革，只要能把电价传导到用户侧，体现价格由供需决定，都是具有开拓性的举措。
建立煤电调节容量市场
云南的水电装机占比超过73%。云南省电力行业协会统计信息部的数据显示，截至2022年10月底，云南省发电装机容量约为10826.76万千瓦，水电7961.59万千瓦、火电1533.55万千瓦、风电891.39万千瓦、太阳能440.03万千瓦。
当丰水期水电出力较多时，煤电需要让出发电空间，而在枯水期，需要煤电多发满足电力需求。为补偿煤电所提供的容量备用服务价值，《方案》提出，设立燃煤发电调节容量市场。按照各类电源、用户对调节能力和系统容量的不同需求差异化分摊调节容量成本，逐步建立与系统负荷曲线一致性相挂钩的调节容量市场交易机制。
《方案》提出燃煤发电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，试行期先按烟煤无烟煤额定装机容量的40%参与燃煤发电调节容量市场交易（褐煤发电企业暂不参与），并根据市场供需变化动态调整。
对于调节容量的价格，《方案》规定，燃煤发电调节容量价格由买卖双方在220元/千瓦·年上下浮动30%区间范围内自主协商形成。
有业内人士分析认为，云南的煤电调节容量市场电费主要由风电和光伏发电企业支付，用户暂时不受容量市场的影响。有电力专家认为，容量机制的核心应该是用户为系统可靠性付费。
此外，为鼓励燃煤发电企业增发保供，《方案》提出综合考虑燃煤发电市场交易和燃煤发电企业生产经营状况，视情通过电力成本分担机制对燃煤发电企业成本进行合理补偿，建立燃煤发电枯期多发奖励机制，保障燃煤发电企业正常生产供应不受影响。
发挥煤电容量调节价值
在2022年8月举办的“云南这十年”系列新闻发布会·绿色能源专场发布会上，云南省能源局党组成员、副局长乔国新介绍，从“十四五”看，在加快电源建设的基础上，云南电力供需呈现“丰紧枯缺”，总体偏紧，存在一定缺口。
加快光伏发展被云南视为解决全省电力供需矛盾的一个重要抓手。云南省人民政府2022年3月印发的《关于加快光伏发电发展的若干政策措施》提出，加快推进光伏发电项目建设、接网和消纳，实现未来3年新增新能源装机5000万千瓦的目标。并提出，光伏项目按照装机的一定比例精准配置储能，鼓励采用共享模式，保障电力系统安全稳定运行。
《方案》给未配置储能的新能源企业提出了要求。《方案》鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业（含已建成项目），自行向省内燃煤发电企业购买系统调节服务。未自建新型储能设施、未购买共享储能服务且未购买燃煤发电系统调节服务的新能源项目上网电价按清洁能源市场交易均价的90%结算，结算差额资金纳入电力成本分担机制。
长江证券分析认为，当前全国范围来看新能源配储是难以规避的趋势：以10万千瓦的新能源项目为例，若按照2小时、1.8元/Wh以及15年运行周期的电化学储能测算，年均配储成本支出约为240万元，甚至高于此次方案中所提出的煤电容量市场支出中枢。此次方案将煤电的调节容量作为与新型储能及共享储能相同的定位，实际上给予了新能源发电企业在配储方面更多的经济选择，最终通过市场化的方案完成对于各个电源包括储能的经济性平衡。
《方案》还提出，综合考虑风光资源、开发成本，区分存量与增量，认真执行现行政策，坚持市场化改革方向，择机出台新能源价格形成机制相关政策，保障新能源开发合理收益，充分调动各方面积极性，加快建设新能源大省。强化新能源落实储能或调节服务责任，并与储能电价政策、分时电价机制改革相协调，实现不同调节方式的成本收益保持相对平衡，共同维护电力系统运行安全。
