中國儲能網(wǎng)訊：2014年6月13日，習近平總書記在中央財經(jīng)領(lǐng)導小組第六次會議上提出“四個革命、一個合作”能源安全新戰(zhàn)略，強調(diào)要堅定不移推進改革，還原能源商品屬性，構(gòu)建有效競爭的市場結(jié)構(gòu)和市場體系，形成主要由市場決定能源價格的機制。2015年，中共中央、國務(wù)院下發(fā)《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號），確定了“三放開、一獨立、三強化”的改革基本路徑以及“放開兩頭、管住中間”的體制框架。電價改革作為電力市場改革的先驅(qū)，自2014年深圳輸配電價改革破冰，到2017年全面實現(xiàn)輸配電價定價規(guī)則全覆蓋，到現(xiàn)在電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、容量補償機制價格規(guī)則全面建立，我國電價改革已經(jīng)初步實現(xiàn)了“放開兩頭、監(jiān)管中間”的目標，改革取得了重要進展。
我國電價改革十年成就
建立了科學獨立的輸配電價體系
2015年以來，國家發(fā)改委持續(xù)深化輸配電價改革，制定了“１+4”（1個通用的輸配電成本監(jiān)審辦法、4個針對不同層級電網(wǎng)的定價辦法）的輸配電價政策體系。我國輸配電價改革確立了“準許成本加合理收益”定價方法，這是結(jié)合了成本監(jiān)管和激勵監(jiān)管的復合型監(jiān)管，以成本監(jiān)管為基礎(chǔ)，有利于解決電網(wǎng)快速發(fā)展情況下標尺難定的問題；以激勵監(jiān)管為導向，有利于改善電網(wǎng)企業(yè)發(fā)展能力，促進企業(yè)主動降低成本、提高效率。構(gòu)建了規(guī)則明晰、科學透明的輸配電價監(jiān)管體系，增強對自然壟斷環(huán)節(jié)的監(jiān)管。實施準許總收入監(jiān)管后，降低電力上下游價格波動對電網(wǎng)經(jīng)營發(fā)展的影響，同時打破了“成本黑箱”誤解，保障電網(wǎng)長遠發(fā)展，為電力市場化改革深入推進創(chuàng)造了重要條件。在獨立的輸配電價機制的支持下，我國電網(wǎng)行業(yè)實現(xiàn)了可持續(xù)發(fā)展，近十年來220千伏及以上輸電線路從2013年53.98萬千米增長到2023年92.05萬千米，220千伏及以上變電容量從2013年的26.23億千伏安增長到2023年的54.02億千伏安，為保障經(jīng)濟社會發(fā)展發(fā)揮了重要的能源輸送和優(yōu)化配置作用。
市場化定價機制日益完善，
資源配置作用逐步發(fā)揮
2015年以來，我國不斷深化發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價改革，2021年有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價，推動“全體工商業(yè)用戶進入市場”，為市場化定價按下了快進鍵。通過現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、容量補償政策的改革，實現(xiàn)了發(fā)電側(cè)基于成本的定價方式轉(zhuǎn)變?yōu)榛诠δ芏▋r方式，形成了分時間尺度、分功能品種的、細分的電力市場品種體系，體現(xiàn)電能量價值、平衡調(diào)節(jié)價值、容量充裕性價值以及綠色環(huán)保價值的電價體系初步建立。黨的二十大報告明確要求構(gòu)建全國統(tǒng)一大市場，電力市場化改革正向縱深推進，新型電力系統(tǒng)建設(shè)使電力價值的多元化特征進一步凸顯，對通過市場建設(shè)反映多維價值提出更高要求。電能量市場方面，現(xiàn)貨市場是基于供需平衡形成價值信號的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。截至2023年底，全國共有29個地區(qū)開展電力現(xiàn)貨市場（試）運行，山西、廣東電力現(xiàn)貨率先轉(zhuǎn)正，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場完成首次全域結(jié)算試運行。輔助服務(wù)市場方面，發(fā)改價格〔2024〕196號文提出按照“誰服務(wù)、誰獲利，誰受益、誰承擔”的總體原則，不斷完善輔助服務(wù)價格形成機制，充分調(diào)動靈活調(diào)節(jié)資源主動參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)的積極性。容量價值方面，《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》要求探索建立市場化容量補償機制，用于激勵各類電源投資建設(shè)、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度、調(diào)節(jié)能力和運行安全。當前我國已經(jīng)初步構(gòu)建煤電容量電價機制，將逐步擴大補償范圍，未來具備條件時，可探索建立容量市場。綠色價值方面，綠電、綠證的市場化交易以及碳市場和CCER機制，為充分體現(xiàn)電力綠色環(huán)境價值奠定了基礎(chǔ)。截至2023年，市場化電量占比已超過75%，市場主體數(shù)量是2015年改革之初的21倍，活躍度大幅提升，市場化配置資源的作用效果不斷提升。
新能源逐步走向市場，
消納能力顯著增強
我國可再生能源發(fā)電上網(wǎng)電價從政府定價逐步向市場競價過渡，經(jīng)歷了標桿電價、指導價、平價上網(wǎng)三個階段。2019年前，均實行標桿電價，2019年，風電、光伏發(fā)電均實行政府指導價，2021年起，除生物質(zhì)發(fā)電維持標桿電價外，風電、光伏發(fā)電已實現(xiàn)平價上網(wǎng)。在價格政策和補貼政策的支持下，我國風電和光伏發(fā)電實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，裝機規(guī)模從2015年的1.72億千瓦上漲到2023年的12億千瓦，增長597.67%，快速的技術(shù)進步帶來發(fā)電造價大幅下降，集中式光伏2021年開始實行平價上網(wǎng)，電價僅為2011年的1/3，陸上風電上網(wǎng)電價較2011年下降約40%。依托大電網(wǎng)、大市場，創(chuàng)新開展清潔能源打捆、發(fā)電權(quán)替代、跨區(qū)富余可再生能源現(xiàn)貨等交易，近年來我國新能源消納率超過95%并持續(xù)提升。2023年，我國新能源裝機、電量占比分別達到36%和16%，成為第二大電源，新能源完成投資額同比增長超過34%，現(xiàn)已建成世界上最大的清潔電力供應(yīng)體系。
靈活性資源價值逐步顯現(xiàn)，
電力安全可靠供應(yīng)能力增強
分時電價是我國激發(fā)靈活性資源響應(yīng)的重要機制。自2021年國家發(fā)改委出臺完善分時電價政策后，我國各地開始逐步完善分時電價機制。目前，我國已實現(xiàn)工商業(yè)用戶分時電價全覆蓋，絕大部分地區(qū)峰谷時段劃分都體現(xiàn)了季節(jié)差異，除甘肅、寧夏、廣西、貴州和西藏外，其余?。ㄊ?、區(qū)）均出臺了尖峰電價政策，全面覆蓋供需緊張地區(qū)。部分省份結(jié)合凈負荷曲線，優(yōu)化調(diào)整了時段劃分，將午間設(shè)置為低谷，有利于可再生能源的消納。17個省份出臺了電動汽車分時充電價格機制。此外，峰谷價差持續(xù)拉大，高峰電價上浮普遍在50%~70%，大多數(shù)地區(qū)尖峰電價在高峰電價基礎(chǔ)上再上浮20%。通過分時電價的完善，進一步引導用戶主動錯峰用電、削峰填谷、消納新能源、提升系統(tǒng)利用效率，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。據(jù)國網(wǎng)能源研究院測算，去年迎峰度夏期間最大負荷時刻，11個省份因分時電價政策調(diào)整削減負荷1080萬千瓦左右，對安全保供起到了重要作用。
深化電價改革的重點任務(wù)
隨著新能源規(guī)?？焖僭鲩L，發(fā)電結(jié)構(gòu)、運行方式、用能理念等均發(fā)生根本性、趨勢性變化，保供、轉(zhuǎn)型、穩(wěn)價統(tǒng)籌難度和壓力持續(xù)加大，亟需深化電價改革，持續(xù)優(yōu)化電價機制。
持續(xù)提升輸配電定價效率，
發(fā)揮治理效能
進一步完善輸配電價定價機制，提升定價靈活性。優(yōu)化省級電網(wǎng)用戶側(cè)輸配電價兩部制電價執(zhí)行方式，完善分電壓等級兩部制輸配電價制度，擴大兩部制執(zhí)行范圍、提高容量電費占比，探索基于負荷率對用戶進行定價的合理機制。完善區(qū)域電網(wǎng)兩部制輸電價格機制，提升分攤區(qū)域容量成本方法的透明度和準確性。建立適應(yīng)沙戈荒大基地外送消納的跨省跨區(qū)專項工程輸電價格機制，探索采用單一容量制或兩部制輸電價格機制（容量電價回收固定成本，電量電價回收線損成本），并探索同一輸電通道的多條線路實現(xiàn)打捆定價，促進跨省區(qū)交易達成，合理分攤遠距離輸電成本。
進一步增強管制行業(yè)監(jiān)管的科學性。一是細化監(jiān)管模型，注重運用信息化手段，實現(xiàn)常態(tài)化監(jiān)管，實現(xiàn)監(jiān)管流程的制度化和規(guī)范化。二是依法依規(guī)完善監(jiān)管業(yè)務(wù)界面。劃分監(jiān)管業(yè)務(wù)和非監(jiān)管業(yè)務(wù)邊界，進一步強化內(nèi)部關(guān)聯(lián)交易監(jiān)管，監(jiān)管目標應(yīng)更加注重質(zhì)量效率。三是借鑒國外輸配電監(jiān)管相關(guān)經(jīng)驗，適應(yīng)新型電力系統(tǒng)下電網(wǎng)發(fā)展特征，構(gòu)建激勵性監(jiān)管機制，完善輸配電投資核定機制，激勵電網(wǎng)成為促進能源轉(zhuǎn)型發(fā)展、促進市場主體廣泛參與交易的樞紐平臺，支持電網(wǎng)企業(yè)可持續(xù)經(jīng)營發(fā)展。
通過市場實現(xiàn)電力
多元價值和科學合理定價
電能量市場方面，持續(xù)深化中長期市場交易，進一步對交易周期、交易流程、結(jié)算時序等關(guān)鍵要素進行標準化設(shè)計，縮短交易周期、提高交易頻次，力爭實現(xiàn)按工作日連續(xù)開市；推動省內(nèi)氣電、高價水電、地方電廠等更多類型電源參與中長期交易，形成上網(wǎng)電價；探索科學的上網(wǎng)側(cè)分時交易結(jié)算模式，建立統(tǒng)一的中長期交易合約模型，將不同時段劃分、不同買賣主體、不同交易品種的交易合約，統(tǒng)一為分時段標準化交易合約，適應(yīng)多元主體的差異化交易需求，并做好終端分時電價政策有序銜接，更好引導市場主體主動削峰填谷。持續(xù)推動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，加快完善電力現(xiàn)貨市場基本運營規(guī)則，與中長期交易規(guī)則相輔相成；推動具備條件的電源參與現(xiàn)貨市場交易，對于不同種類電源的附加價值或合理收益，具有競爭屬性的價值可以通過輔助服務(wù)、碳交易等實現(xiàn)其價值，不具備競爭屬性的價值，可通過政府授權(quán)合約或政策性補貼予以保障。
輔助服務(wù)市場方面，擴大電力輔助服務(wù)主體和交易品種，加快推動新型儲能、自備電廠、虛擬電廠、有調(diào)節(jié)能力的負荷側(cè)資源等各類市場主體參與輔助服務(wù)市場；針對新能源特性，引入轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機服務(wù)、穩(wěn)定切負荷服務(wù)等保障電力系統(tǒng)運行安全的輔助服務(wù)新品種，以多元化方式滿足輔助服務(wù)需求，提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，增強新能源消納能力。按照“誰受益、誰承擔”的原則，完善輔助服務(wù)費用分攤機制，健全發(fā)電和用戶雙邊分擔共享架構(gòu)，探索差異化成本分攤機制，如由高耗能企業(yè)分攤尖峰時段輔助服務(wù)成本。
容量補償（市場）方面，結(jié)合現(xiàn)貨市場建設(shè)進展以及各類機組參與現(xiàn)貨市場的情況，探索對核電、儲能、燃氣發(fā)電、負荷側(cè)需求響應(yīng)等資源實施容量電價的可行性及相關(guān)方案。加強現(xiàn)貨市場限價、市場結(jié)算、發(fā)電成本調(diào)查等與容量補償機制的銜接。探索容量補償逐步過渡到容量市場機制。
綠色環(huán)境價值方面，逐步推動帶補貼項目參與綠電交易，推動將可再生能源責任權(quán)重落實到用戶和售電公司，鼓勵高耗能行業(yè)使用綠電。推動形成全國統(tǒng)一的綠證核發(fā)和交易體系，以消納責任權(quán)重為引導，通過綠證交易與綠電交易并行，促進可再生能源環(huán)境價值的流通。
有力支持新能源
通過市場化定價實現(xiàn)優(yōu)化配置
明確可再生能源上網(wǎng)電價市場化方向。探索將可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電價由政府定價改為主要由市場競爭形成。存量項目，推進現(xiàn)行價格轉(zhuǎn)變?yōu)檎跈?quán)合約，合理確定并逐步降低可再生能源保障利用小時數(shù)，利用小時數(shù)以外部分參與電力市場。新增項目，原則上可使全部發(fā)電量進入電力市場，上網(wǎng)電價由市場競爭形成，中央財政不再提供補償，地方可根據(jù)情況酌情考慮政府補償，但需制定補償退出機制。
完善新能源市場化交易配套機制。充分考慮新能源發(fā)電邊際成本低、系統(tǒng)消納成本高的經(jīng)濟屬性，以及波動性、隨機性較大的物理特性，進一步提升中長期交易的靈活性和精細程度，推進中長期交易向更短周期延伸、向更細時段轉(zhuǎn)變，加大交易頻次，縮短交易周期，將電量交易改為帶曲線交易。鼓勵新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，促進電力市場形成更為精準的價值信號。完善新能源打捆交易機制，通過新能源與常規(guī)電源、儲能等組成平衡單元，打捆參與電力市場。加快構(gòu)建有利于新能源跨越式增長的市場化交易配套機制。
進一步促進供電成本公平負擔
妥善解決交叉補貼等復雜的利益分配問題。一是結(jié)合不同電壓等級不同類別用戶負荷特性，進一步優(yōu)化輸配電價結(jié)構(gòu)。隨著分電壓等級、分用戶類別輸配電價結(jié)構(gòu)的逐步完善，將逐步解決不同電壓等級之間用戶的交叉補貼問題，實現(xiàn)供電成本公平負擔，進一步適應(yīng)增量配電業(yè)務(wù)的發(fā)展。二是進一步創(chuàng)新“東西幫扶”機制。統(tǒng)籌考慮不同地區(qū)能源稟賦、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、碳排放規(guī)模、成本承受力等方面的差異，可通過建立輸配電價平衡賬戶調(diào)節(jié)機制，向不同地區(qū)科學分配轉(zhuǎn)型成本，在保障改革的經(jīng)濟性及公平性的同時，實現(xiàn)區(qū)域協(xié)調(diào)發(fā)展。
完善新型有源主體價格機制，促進輸配電成本的公平分擔。針對分布式發(fā)電就近交易、源網(wǎng)荷儲一體化工程等新型有源主體，以電網(wǎng)為其提供的備用價值為基礎(chǔ)，按照“誰占用尖峰及備用資源，誰支付成本”的原則，核定系統(tǒng)備用費，促進分布式電源用戶與其他類型用戶共同實現(xiàn)大電網(wǎng)輸配電成本的公平分攤，保證電網(wǎng)服務(wù)分布式電源的投資可足額回收，促進分布式電源和電網(wǎng)協(xié)調(diào)可持續(xù)發(fā)展。
通過價格杠桿
有效激發(fā)需求側(cè)電力調(diào)節(jié)潛力
提升用戶側(cè)定價機制科學性，激發(fā)用戶參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)積極性。進一步完善分時電價，動態(tài)調(diào)整分時電價規(guī)則，擴大執(zhí)行范圍，增強實施力度。完善居民階梯電價制度，推動“年階梯”改為“月階梯”，加強居民階梯電價與居民分時電價協(xié)同，引導居民節(jié)約用電。擇機賦予居民農(nóng)業(yè)用電選擇權(quán)利，通過零售套餐等方式為民生用電提供多樣化支撐。
完善需求側(cè)市場化電價激勵機制。推動激勵型需求響應(yīng)機制與電力現(xiàn)貨市場、帶曲線中長期交易耦合，允許需求側(cè)資源常態(tài)化報價、調(diào)用。細化激勵型需求響應(yīng)產(chǎn)品分類，在響應(yīng)時間、提前通知、控制時長等方面，結(jié)合時間尺度、季節(jié)因素等進一步細化完善。進一步鞏固和拓寬響應(yīng)資金來源渠道，探索通過系統(tǒng)運行費等渠道拓寬現(xiàn)行需求響應(yīng)資金渠道，并逐步向市場化方向融合。
通過價格杠桿
引導形成降本增效、節(jié)能降碳電力消費意識
健全綠色電價體系，因地制宜優(yōu)化調(diào)整差別化電價政策。對標國際先進能效水平，健全鋼鐵、水泥等高耗能行業(yè)階梯電價，引導企業(yè)節(jié)能提效，并依據(jù)產(chǎn)業(yè)技術(shù)進步等情況，動態(tài)調(diào)整綠色電價執(zhí)行的分檔標準。
擴大碳市場范圍，強化碳電市場的有效銜接。有序擴大碳市場交易主體范圍，合理控制碳排放權(quán)配額發(fā)放總量，科學分配初始碳排放權(quán)配額，增強碳市場流動性，優(yōu)化碳市場定價機制。逐步完善碳價與電價的傳導機制，使碳成本作為一種發(fā)電成本通過市場競價傳導到市場化用戶。探索CCER（國家核證自愿減排量）和綠證兩種體系的信息聯(lián)通，使綠證可為CCER項目發(fā)電量、減排量核定提供數(shù)據(jù)憑證?；诰G色電力交易數(shù)據(jù)精準核算電力用戶碳排放，推動綠色電力交易與碳市場交易銜接。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2024年05期，作者單位：國網(wǎng)能源研究院
