中國儲能網(wǎng)訊：自2021年3月新型電力系統(tǒng)概念提出以來，我國電力轉(zhuǎn)型發(fā)展進(jìn)入快車道，電力系統(tǒng)物理形態(tài)正發(fā)生深刻變化。伴隨電力體制改革推進(jìn)，電力生產(chǎn)運營模式同步持續(xù)變革，但仍存在諸多適應(yīng)性問題。深入研判新型電力系統(tǒng)演化趨勢，以涵蓋發(fā)輸配用全環(huán)節(jié)的價格體系變革為抓手，探索重構(gòu)適應(yīng)新型電力系統(tǒng)發(fā)展的電力生產(chǎn)運營模式尤為重要。
01
新型電力系統(tǒng)建設(shè)
催生價格體系變革
我國電力系統(tǒng)建設(shè)發(fā)展步入新階段，呈現(xiàn)出“新六化”演進(jìn)趨勢。隨著“雙碳”目標(biāo)戰(zhàn)略積極穩(wěn)妥推進(jìn)，我國電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型發(fā)展持續(xù)加速，并呈現(xiàn)出六大新特征：一是發(fā)展目標(biāo)多元化，由主要關(guān)注電力安全供給，向?qū)崿F(xiàn)“安全、經(jīng)濟、綠色”多目標(biāo)協(xié)同發(fā)展轉(zhuǎn)變；二是電源結(jié)構(gòu)復(fù)雜化，新能源大規(guī)模發(fā)展顛覆以化石能源為主的傳統(tǒng)電力供給結(jié)構(gòu)；三是電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)擴大化，加強跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)以在更大范圍配置資源成為新型電力系統(tǒng)內(nèi)生需求；四是用戶產(chǎn)消一體化，分布式發(fā)用儲資源蓬勃發(fā)展，推動用戶由電力消費者向產(chǎn)消一體化轉(zhuǎn)變；五是資源配置市場化，為充分發(fā)揮有效市場作用提高整體效率，電力市場化改革全面鋪開快速推進(jìn)；六是系統(tǒng)運營數(shù)智化，加快“云大物移智”等新技術(shù)推廣應(yīng)用，以數(shù)智化賦能提升新型電力系統(tǒng)安全運營質(zhì)效。
新型電力系統(tǒng)建設(shè)重塑電力生產(chǎn)關(guān)系，要求加快電力價格體系變革。發(fā)展新質(zhì)生產(chǎn)力要求構(gòu)建與之相匹配的新型生產(chǎn)關(guān)系。新型電力系統(tǒng)是新質(zhì)生產(chǎn)力在電力行業(yè)的具體落地形態(tài)，同樣要求構(gòu)建與之相適應(yīng)的新型電力生產(chǎn)關(guān)系。充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，實現(xiàn)有效市場和有為政府緊密協(xié)同，是構(gòu)建新型電力生產(chǎn)關(guān)系的內(nèi)在要求。市場是形成價格的手段，而價格是市場的核心，為適應(yīng)新型電力系統(tǒng)發(fā)展目標(biāo)導(dǎo)向多元化、電源成本結(jié)構(gòu)復(fù)雜化等新趨勢，當(dāng)前深化改革的關(guān)鍵在于加快電力價格變革，以此為牽引打造新型電力市場體系，進(jìn)而重塑新型電力生產(chǎn)關(guān)系。
電力價格體系涵蓋發(fā)輸配用各環(huán)節(jié)，發(fā)電價格形成機制是改革關(guān)鍵。發(fā)電和用電屬于競爭性環(huán)節(jié)，主要通過電力市場競爭形成發(fā)用雙方的買賣電價，是價格機制改革的關(guān)鍵。綠色低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展推動我國電源結(jié)構(gòu)趨于復(fù)雜化，其中燃煤、燃?xì)獾然茉窗l(fā)電燃料等變動成本高、固定成本相對低，而水電、核電、風(fēng)電、光伏等非化石能源發(fā)電建設(shè)投資等固定成本占比高、變動成本低甚至接近零，不同類型電源成本特性差異巨大，導(dǎo)致采用簡單同臺競價、邊際出清的市場定價模式存在嚴(yán)重適應(yīng)性問題，亟需重構(gòu)電源和用戶價格形成機制。輸配電屬于自然壟斷環(huán)節(jié)，適應(yīng)電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)擴大化、更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置資源的新形勢需要，深化跨省區(qū)輸電價格機制改革是當(dāng)前改革重點。
02
化石能源發(fā)電應(yīng)建立
差異化容量補償
化石能源發(fā)電應(yīng)優(yōu)先參與電能量市場，但難以借此回收全部成本。化石能源發(fā)電全面參與現(xiàn)貨市場等電能量市場競爭，可以便利地發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)最小邊際運行成本，是應(yīng)該堅持的基本市場原則。然而，即使考慮以年、月、周等為周期的中長期市場，常規(guī)電能量市場涵蓋時間周期仍遠(yuǎn)小于化石能源發(fā)電規(guī)劃建設(shè)周期，意味著無法引入新投資者競爭的電能量市場本質(zhì)上只能是存量發(fā)電資源相互競爭。在充分競爭的情況下，市場價格必然趨近于邊際變動成本，即化石能源發(fā)電無法依賴電能量市場回收前期固定投資成本。對化石能源發(fā)電未回收固定成本進(jìn)行合理補償，才能體現(xiàn)其容量價值，保障其可持續(xù)運營。
存量化石能源發(fā)電是主要補償對象，宜采用行政定價模式進(jìn)行補償。常見補償方式主要有市場競爭定價和行政定價兩大類，其中市場競爭定價操作相對復(fù)雜、市場環(huán)境要求高，且存在一定的局限性。一方面，由于燃?xì)夂腿济喊l(fā)電存在明顯成本特性差異，簡單市場競爭難以適應(yīng)多類型機組補償需要；另一方面，當(dāng)缺乏新增投資主體競爭時，存量發(fā)電固定資產(chǎn)屬于沉沒成本，無法相互競爭形成有效價格信號。在“雙碳”目標(biāo)下，未來化石能源發(fā)電新增投建容量規(guī)模有限，占據(jù)絕對主體的存量發(fā)電是主要補償對象。燃?xì)?、燃煤等不同類型機組成本特性差異大，不同投建時間、子型號的機組成本特性各異，采用行政定價模式進(jìn)行補償更具備政策實施便利性。
宜對化石能源發(fā)電可用容量進(jìn)行合理補償，但應(yīng)避免補償其發(fā)電量。針對化石能源發(fā)電機組的固定成本回收缺額進(jìn)行補償，有基于發(fā)電量或可用容量兩種補償方式。若基于化石能源發(fā)電機組的單位發(fā)電量進(jìn)行補償，將事實上改變該類機組在電力現(xiàn)貨市場等的競價排序，容易造成高邊際成本機組（比如燃?xì)鈾C組等）替代較低邊際成本機組發(fā)電（比如燃煤機組等），導(dǎo)致系統(tǒng)綜合購電成本增加和社會整體福利損失。而基于化石能源發(fā)電機組的可用容量進(jìn)行補償，一方面對電能量市場競價排序基本無影響，不會造成社會福利損失，另一方面也客觀反映了發(fā)電機組容量與固定投資基本正相關(guān)的實際情況。
針對不同類型化石能源發(fā)電機組實施差異化補償機制更具合理性。不區(qū)分電源類型，按有效容量進(jìn)行統(tǒng)一競爭定價補償，能以最低成本獲得新增有效供給容量，但在解決存量機組可持續(xù)運營方面存在局限性。比如，氣電固定投資約為2400元/千瓦，燃料成本約為0.5—0.8元/千瓦時，煤電固定投資約為4000元/千瓦，燃料成本約為0.2—0.4元/千瓦時，如按氣電固定投資標(biāo)準(zhǔn)補償煤電，則可能造成煤電欠補償，而按煤電固定投資標(biāo)準(zhǔn)補償氣電，則可能造成氣電過補償。對存量機組而言，應(yīng)結(jié)合政策實施便利性，對不同類型、子型號存量機組適當(dāng)分類后進(jìn)行差異化補償。我國化石能源發(fā)電新增空間有限且受到核準(zhǔn)管控，可通過新增容量拍賣或參照存量等方式確定新增機組補償標(biāo)準(zhǔn)。
化石能源發(fā)電宜采用“電能量市場競價+差異化容量補償”形成價格?；茉窗l(fā)電收益應(yīng)由參與電能量市場自由競價和政府核定容量補償兩部分構(gòu)成。差異化容量補償具體執(zhí)行包含補償對象確定、補償標(biāo)準(zhǔn)核算、補償費用分?jǐn)偤脱a償費用動態(tài)調(diào)節(jié)等環(huán)節(jié)。容量補償對象包括參與市場的各類化石能源發(fā)電，包括燃?xì)鈾C組、燃煤機組等；合理分類后的同類機組核定統(tǒng)一補償標(biāo)準(zhǔn)，根據(jù)市場變動情況選擇1—3年為一個補償周期；容量補償實質(zhì)上提升了系統(tǒng)整體供電可靠性，補償費用應(yīng)分?jǐn)傊了惺芤嬗脩簦豢紤]技術(shù)進(jìn)步、原材料價格等影響，實施定期動態(tài)調(diào)整以維持補償費用在合理水平。
03
非化石能源發(fā)電
宜執(zhí)行差價合約定價
基于邊際定價的電力現(xiàn)貨市場難以實現(xiàn)非化石能源發(fā)電合理定價?，F(xiàn)貨市場本質(zhì)是存量發(fā)電資源的短期邊際成本競爭，現(xiàn)貨價格主要由系統(tǒng)邊際變動成本確定。非化石能源發(fā)電主要成本發(fā)生在建設(shè)階段也即固定投資成本，變動運行成本很低甚至接近零，導(dǎo)致現(xiàn)貨市場難以對其進(jìn)行有效價格引導(dǎo)。在非化石能源發(fā)電占比高、主導(dǎo)市場價格情況下，容易出現(xiàn)長時間零電價或負(fù)電價，導(dǎo)致新增投資激勵不足；在化石能源發(fā)電占比高、主導(dǎo)市場價格情況下，則可能導(dǎo)致部分低成本非化石能源發(fā)電產(chǎn)生超額收益。因此，以現(xiàn)貨市場競爭定價為主的市場模式，難以實現(xiàn)推動非化石能源發(fā)電占比穩(wěn)步提升的綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展目標(biāo)。
中長期電能量市場同樣難以有效引導(dǎo)非化石能源發(fā)電有序發(fā)展。中長期電能量市場價格與現(xiàn)貨市場價格存在密切耦合關(guān)聯(lián)，現(xiàn)貨市場中暴露出來的非化石能源發(fā)電定價難題在中長期市場中同樣存在。即便非化石能源發(fā)電只參與長期市場，水電、核電建設(shè)周期普遍較長，難以實現(xiàn)引入新投資者競爭，且不同廠址資源特性差異大，用新進(jìn)入者的價格來決定存量電源價格容易產(chǎn)生不當(dāng)收益；風(fēng)電、光伏雖然建設(shè)周期較短，可能引入新投資者競爭，但也存在因技術(shù)迭代推動未來成本持續(xù)下降，容易導(dǎo)致潛在投資者無法形成穩(wěn)定預(yù)期而不敢投資。此外，因未來長期用電需求、價格水平等存在不確定性，一般電力用戶對長期合約接受度普遍不高，也影響長期市場效用發(fā)揮。
對資源約束型非化石能源發(fā)電進(jìn)行容量補償容易引發(fā)不當(dāng)競爭。與氣電、煤電和核電不同，風(fēng)電、光伏以及水電等非化石能源發(fā)電受風(fēng)、光、水等自然資源條件約束影響，無論是即時發(fā)電功率還是長周期累計發(fā)電量都存在較大不確定性。若參照化石能源發(fā)電對風(fēng)電、光伏、水電等資源約束型非化石能源發(fā)電裝機容量進(jìn)行補償，既與該類電源一般僅有電量替代效益、并無顯著可靠容量替代價值的資源特性不符，又可能導(dǎo)致低電量效益的劣質(zhì)發(fā)電資源擠占高電量效益的優(yōu)質(zhì)發(fā)電資源的發(fā)展空間，容易形成“劣幣”驅(qū)逐“良幣”的不當(dāng)競爭格局。
宜針對不同類型非化石能源發(fā)電建立差異化的差價合約定價機制。面向非化石能源發(fā)電建立長期穩(wěn)定的價格信號，是保障存量電源可持續(xù)運營和有效激勵增量投資的關(guān)鍵。風(fēng)電、光伏、水電、核電等不同類型非化石能源發(fā)電固定成本差異很大，不同資源條件的水電、不同代際技術(shù)的核電、不同時期建設(shè)的新能源等固定投資成本也存在明顯差異，需建立差異化的長期價格信號以反映各類電源的真實成本。綜合來看，基于政府授權(quán)由市場運營方或電網(wǎng)企業(yè)等代為履行統(tǒng)一買方職責(zé)，針對不同類型電源建立差異化的差價合約定價機制，對其市場收入進(jìn)行多退少補以穩(wěn)定收益預(yù)期，是更契合非化石能源發(fā)電技術(shù)經(jīng)濟特性的定價模式。
非化石能源發(fā)電差價合約價格宜通過存量核價、增量競價方式形成。非化石能源發(fā)電主要成本是固定投資成本，其中存量資源屬于沉沒成本，而增量資源屬于機會成本。從存量視角看，為避免現(xiàn)有資源浪費和保障可持續(xù)運營，合規(guī)建設(shè)的存量非化石能源發(fā)電宜采用政府核定價格方式形成差價合約定價，具體實施可參照原計劃定價核定或考慮投資回收情況重新核價等。從增量視角看，風(fēng)電、光伏等新能源雖已基本實現(xiàn)平價上網(wǎng)，但是以不承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)節(jié)義務(wù)為前提，綜合考慮消納調(diào)節(jié)成本后仍不具備競爭優(yōu)勢。因此，一方面，要堅持科學(xué)規(guī)劃約束引導(dǎo)，避免新能源發(fā)展過慢影響綠色轉(zhuǎn)型進(jìn)程、或發(fā)展過快增加用戶成本負(fù)擔(dān)，另一方面，宜優(yōu)先通過競爭拍賣實現(xiàn)規(guī)劃容量開發(fā)，以市場化方式確定投建主體和差價合約價格，通過競爭發(fā)現(xiàn)最優(yōu)開發(fā)成本。
非化石能源發(fā)電宜采用“電能量市場差價合約+調(diào)峰激勵”形成價格。差價合約機制為非化石能源發(fā)電提供了穩(wěn)定的收入預(yù)期，但也帶來后者參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)動力不足的問題。為激勵具備調(diào)節(jié)能力的水電、配有自備儲能的新能源等主動參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，應(yīng)結(jié)合差價合約配套建立調(diào)峰激勵機制，對該類電源參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)行為進(jìn)行利益返還，具體實施可采用不同方式實現(xiàn)：一是根據(jù)機組實際發(fā)電量確定合約電量并平均分解形成合約曲線，基于現(xiàn)貨價格結(jié)算機組各時段實際發(fā)電量與合約電量差值，以激勵機組在現(xiàn)貨價格高時段多發(fā)電，反之少發(fā)電；二是根據(jù)機組實際發(fā)電量和授權(quán)合約比例（小于100%）確定每時段合約電量，通過將部分非授權(quán)合約電量暴露在現(xiàn)貨市場中，激勵機組響應(yīng)現(xiàn)貨價格參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)。從典型場景算例測算結(jié)果看，平均分解合約曲線方案激勵穩(wěn)定性相對較好。
04
改革跨省區(qū)輸電價格機制
釋放市場紅利
跨省區(qū)交易中針對單位輸送電量收取過網(wǎng)費將導(dǎo)致社會福利損失。目前，我國跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)輸電工程根據(jù)承擔(dān)聯(lián)網(wǎng)備用或輸送電量等不同功能，主要執(zhí)行容量加電量的兩部制定價和單一電量制定價，在省區(qū)間送受電主要依賴計劃或框架協(xié)議情況下，現(xiàn)有定價方式可以滿足要求。隨著全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)加快推進(jìn)，跨省區(qū)電力交易日趨頻繁，現(xiàn)有輸電價格機制的適應(yīng)性問題凸顯，比如因跨省區(qū)輸電過網(wǎng)費的存在，在輸電通道仍有富余容量的情況下，送端地區(qū)更低成本發(fā)電機組無法替代受端地區(qū)更高成本機組進(jìn)行發(fā)電，導(dǎo)致送受端綜合供電成本上升，整體社會福利受損。
基于電量的跨省區(qū)輸電定價模式在市場環(huán)境下不再具備監(jiān)管優(yōu)勢。在電力市場化改革前，我國輸變電工程核準(zhǔn)主要依賴項目可行性評估，通過執(zhí)行單一電量制或兩部制定價，將輸變電工程投資收益與輸送電量直接關(guān)聯(lián)起來，有助于激勵投建主體自覺提高資產(chǎn)利用率，提升潛在不對稱信息條件下的政府監(jiān)管便利性。然而，隨著市場化改革全面推進(jìn)，尤其電力現(xiàn)貨市場即將實現(xiàn)全覆蓋，電力資源真實時空價值能通過節(jié)點或分區(qū)價格信號直接呈現(xiàn)出來，潛在信息不對稱帶來的監(jiān)管風(fēng)險已不存在，通過簡單比較投資成本和減少阻塞收益，就能清晰判定聯(lián)網(wǎng)工程建設(shè)必要性，因此可能影響社會福利的激勵型輸電價格機制不宜作為優(yōu)先制度安排。
跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)輸電宜執(zhí)行一體化或單一容量制定價以消除交易壁壘。從充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用和最大化社會福利考慮，應(yīng)盡量削減乃至取消跨省區(qū)交易電量過網(wǎng)費?？缡^(qū)統(tǒng)一電力市場形成之前，跨省區(qū)輸電價格可執(zhí)行兩部制定價，以盡量降低跨省區(qū)余缺互濟臨時交易成本；隨著跨省區(qū)統(tǒng)一電力市場建設(shè)形成，跨省區(qū)輸電價格宜采用一體化定價或單一容量制定價，將跨省區(qū)輸電工程準(zhǔn)許收入獨立核算后，按協(xié)商規(guī)則或容量利用占比等分?jǐn)傊粮魇〖夒娋W(wǎng)，與省內(nèi)電網(wǎng)準(zhǔn)許收入合并后通過省級輸配電價統(tǒng)一回收?？紤]跨省區(qū)輸電工程固有運營特性，應(yīng)保留現(xiàn)有運營組織架構(gòu)不變，一體化定價僅改變跨省區(qū)輸電價格結(jié)算方式，既兼容現(xiàn)有電網(wǎng)運營管理體制，亦不會增加額外改革成本。
跨省區(qū)統(tǒng)一電力市場不宜依賴輸電過網(wǎng)費進(jìn)行送端主體價格保護(hù)。構(gòu)建跨省區(qū)統(tǒng)一電力市場既有利于電力資源富余省份實現(xiàn)資源價值變現(xiàn)，也有利于資源短缺省份以更低成本滿足負(fù)荷需求，實現(xiàn)送受端“雙贏”。然而，跨省區(qū)統(tǒng)一電力市場若采用簡單統(tǒng)一邊際出清定價模式，容易導(dǎo)致送端用戶購電價格被動顯著抬升、受端電源被替代影響可持續(xù)運營。針對跨省區(qū)交易單位電量收取過網(wǎng)費，雖能緩解送端用戶和受端電源福利受損情況，但會犧牲市場效率帶來整體社會福利損失，更好的解決方案是改革輸電價格機制，取消跨省區(qū)交易電量過網(wǎng)費，同時通過健全容量保障機制，確保受端電源可持續(xù)運營，以及完善用戶購電價格形成機制，保障送端用戶福利。
05
兼顧公平效率
優(yōu)化用戶價格形成機制
多類型電源系統(tǒng)采用簡單邊際定價市場模式將造成用戶福利損失。以化石能源發(fā)電為主的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)相對單一，采用簡單邊際出清定價有利于通過充分競爭發(fā)現(xiàn)邊際發(fā)電成本，達(dá)到最小化用戶購電成本的目的。然而，隨著水電、核電和新能源等非化石能源發(fā)電占比逐步提高，多類型電源采用簡單邊際出清定價模式將出現(xiàn)系列適應(yīng)性問題。對用戶而言，當(dāng)化石能源發(fā)電作為邊際機組時，若用戶全部購電量均按邊際機組價格結(jié)算，則意味著大量低成本水電等將賺取超額收益而用戶福利受損，反之在非化石能源發(fā)電作為邊際機組時，若用戶全部購電量均按非化石能源發(fā)電的近零邊際成本結(jié)算，也會影響各類電源可持續(xù)運營，最終影響用戶可靠用電。
優(yōu)化用戶購電價格形成機制以確保送受端用戶福利都得到保障。隨著新能源等快速發(fā)展，各地電源結(jié)構(gòu)趨于復(fù)雜化，用戶購電量基本由非化石能源和化石能源發(fā)電量共同構(gòu)成。成本特性不同決定了非化石能源和化石能源發(fā)電應(yīng)執(zhí)行差異化的價格形成機制，同樣用戶購電結(jié)算價格也不應(yīng)執(zhí)行簡單統(tǒng)一邊際定價，而應(yīng)由兩部分發(fā)電量的加權(quán)平均價格決定。通過優(yōu)化用戶購電價格形成機制，能顯著改善跨省區(qū)統(tǒng)一電力市場中送端用戶福利受損情況，比如對水電等非化石能源富集的送端省份而言，由于省內(nèi)低價水電占比高且通過差價合約鎖定價格，即意味著省內(nèi)用戶絕大部分購電成本被鎖定在較低價格水平，而因跨省區(qū)聯(lián)網(wǎng)送電帶來的價格被動抬升影響將幾乎可以忽略。
創(chuàng)新機制暢通批發(fā)與零售市場價格信號傳導(dǎo)，挖掘需求側(cè)調(diào)節(jié)潛力。隨著分布式發(fā)電、用戶側(cè)儲能等蓬勃發(fā)展，以中小用戶為代表的電力產(chǎn)銷者大量涌現(xiàn)，也催生了海量、分散化、小規(guī)模的電力交易需求，然而將該部分交易主體直接納入電力批發(fā)市場，不具備技術(shù)可行性和經(jīng)濟可行性。為充分挖掘需求側(cè)資源調(diào)節(jié)潛力，需要創(chuàng)新機制暢通需求側(cè)資源入市渠道，宜優(yōu)先通過虛擬電廠、負(fù)荷聚合商等新模式，將分布式發(fā)電、分布式儲能、電動汽車、可調(diào)節(jié)負(fù)荷等資源匯聚起來形成統(tǒng)一聚合體，聚合體對外作為單一市場主體參與電力批發(fā)市場交易，聚合體對內(nèi)提供供需資源靈活匹配、批發(fā)市場價格信號傳導(dǎo)等服務(wù)。
