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，我國電力轉型發(fā)展進入快車道，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，電力生產運營模式同步持續(xù)變革，但仍存在諸多適應性問題。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，探索重構適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展的電力生產運營模式尤為重要。
01
新型電力系統(tǒng)建設
催生價格體系變革
我國電力系統(tǒng)建設發(fā)展步入新階段，呈現(xiàn)出“新六化”演進趨勢。隨著“雙碳”目標戰(zhàn)略積極穩(wěn)妥推進，我國電力系統(tǒng)轉型發(fā)展持續(xù)加速，并呈現(xiàn)出六大新特征：一是發(fā)展目標多元化，由主要關注電力安全供給，向實現(xiàn)“安全、經(jīng)濟、綠色”多目標協(xié)同發(fā)展轉變；二是電源結構復雜化，新能源大規(guī)模發(fā)展顛覆以化石能源為主的傳統(tǒng)電力供給結構；三是電網(wǎng)聯(lián)絡擴大化，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)內生需求；四是用戶產消一體化，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消一體化轉變；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；六是系統(tǒng)運營數(shù)智化，加快“云大物移智”等新技術推廣應用，以數(shù)智化賦能提升新型電力系統(tǒng)安全運營質效。
新型電力系統(tǒng)建設重塑電力生產關系，要求加快電力價格體系變革。發(fā)展新質生產力要求構建與之相匹配的新型生產關系。新型電力系統(tǒng)是新質生產力在電力行業(yè)的具體落地形態(tài)，同樣要求構建與之相適應的新型電力生產關系。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，是構建新型電力生產關系的內在要求。市場是形成價格的手段，而價格是市場的核心，為適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展目標導向多元化、電源成本結構復雜化等新趨勢，當前深化改革的關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，進而重塑新型電力生產關系。
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鍵。綠色低碳轉型發(fā)展推動我國電源結構趨于復雜化，其中燃煤、燃氣等化石能源發(fā)電燃料等變動成本高、固定成本相對低，而水電、核電、風電、光伏等非化石能源發(fā)電建設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，導致采用簡單同臺競價、邊際出清的市場定價模式存在嚴重適應性問題，亟需重構電源和用戶價格形成機制。輸配電屬于自然壟斷環(huán)節(jié)，適應電網(wǎng)聯(lián)絡擴大化、更大范圍內優(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前改革重點。
02
化石能源發(fā)電應建立
差異化容量補償
化石能源發(fā)電應優(yōu)先參與電能量市場，但難以借此回收全部成本?；茉窗l(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小于化石能源發(fā)電規(guī)劃建設周期，意味著無法引入新投資者競爭的電能量市場本質上只能是存量發(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雜、市場環(huán)境要求高，且存在一定的局限性。一方面，由于燃氣和燃煤發(fā)電存在明顯成本特性差異，簡單市場競爭難以適應多類型機組補償需要；另一方面，當缺乏新增投資主體競爭時，存量發(fā)電固定資產屬于沉沒成本，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。燃氣、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)電可用容量進行合理補償，但應避免補償其發(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（比如燃氣機組等）替代較低邊際成本機組發(fā)電（比如燃煤機組等），導致系統(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準補償煤電，則可能造成煤電欠補償，而按煤電固定投資標準補償氣電，則可能造成氣電過補償。對存量機組而言，應結合政策實施便利性，對不同類型、子型號存量機組適當分類后進行差異化補償。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準。
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成。差異化容量補償具體執(zhí)行包含補償對象確定、補償標準核算、補償費用分攤和補償費用動態(tài)調節(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，包括燃氣機組、燃煤機組等；合理分類后的同類機組核定統(tǒng)一補償標準，根據(jù)市場變動情況選擇1—3年為一個補償周期；容量補償實質上提升了系統(tǒng)整體供電可靠性，補償費用應分攤至所有受益用戶；考慮技術進步、原材料價格等影響，實施定期動態(tài)調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。現(xiàn)貨市場本質是存量發(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)生在建設階段也即固定投資成本，變動運行成本很低甚至接近零，導致現(xiàn)貨市場難以對其進行有效價格引導。在非化石能源發(fā)電占比高、主導市場價格情況下，容易出現(xiàn)長時間零電價或負電價，導致新增投資激勵不足；在化石能源發(fā)電占比高、主導市場價格情況下，則可能導致部分低成本非化石能源發(fā)電產生超額收益。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)步提升的綠色轉型發(fā)展目標。
中長期電能量市場同樣難以有效引導非化石能源發(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，用新進入者的價格來決定存量電源價格容易產生不當收益；風電、光伏雖然建設周期較短，可能引入新投資者競爭，但也存在因技術迭代推動未來成本持續(xù)下降，容易導致潛在投資者無法形成穩(wěn)定預期而不敢投資。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)電進行容量補償容易引發(fā)不當競爭。與氣電、煤電和核電不同，風電、光伏以及水電等非化石能源發(fā)電受風、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)電對風電、光伏、水電等資源約束型非化石能源發(fā)電裝機容量進行補償，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，又可能導致低電量效益的劣質發(fā)電資源擠占高電量效益的優(yōu)質發(fā)電資源的發(fā)展空間，容易形成“劣幣”驅逐“良幣”的不當競爭格局。
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鍵。風電、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、不同代際技術的核電、不同時期建設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，針對不同類型電源建立差異化的差價合約定價機制，對其市場收入進行多退少補以穩(wěn)定收益預期，是更契合非化石能源發(fā)電技術經(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)，但是以不承擔系統(tǒng)調節(jié)義務為前提，綜合考慮消納調節(jié)成本后仍不具備競爭優(yōu)勢。因此，一方面，要堅持科學規(guī)劃約束引導，避免新能源發(fā)展過慢影響綠色轉型進程、或發(fā)展過快增加用戶成本負擔，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)定的收入預期，但也帶來后者參與系統(tǒng)調節(jié)動力不足的問題。為激勵具備調節(jié)能力的水電、配有自備儲能的新能源等主動參與系統(tǒng)調節(jié)，應結合差價合約配套建立調峰激勵機制，對該類電源參與系統(tǒng)調節(jié)行為進行利益返還，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)電量和授權合約比例（小于100%）確定每時段合約電量，通過將部分非授權合約電量暴露在現(xiàn)貨市場中，激勵機組響應現(xiàn)貨價格參與系統(tǒng)調節(jié)。從典型場景算例測算結果看，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加快推進，跨省區(qū)電力交易日趨頻繁，現(xiàn)有輸電價格機制的適應性問題凸顯，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)更高成本機組進行發(fā)電，導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聯(lián)起來，有助于激勵投建主體自覺提高資產利用率，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，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)輸電工程準許收入獨立核算后，按協(xié)商規(guī)則或容量利用占比等分攤至各省級電網(wǎng)，與省內電網(wǎng)準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，應保留現(xiàn)有運營組織架構不變，一體化定價僅改變跨省區(qū)輸電價格結算方式，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)費進行送端主體價格保護。構建跨省區(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)電源結構相對單一，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)系列適應性問題。對用戶而言，當化石能源發(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，各地電源結構趨于復雜化，用戶購電量基本由非化石能源和化石能源發(fā)電量共同構成。成本特性不同決定了非化石能源和化石能源發(fā)電應執(zhí)行差異化的價格形成機制，同樣用戶購電結算價格也不應執(zhí)行簡單統(tǒng)一邊際定價，而應由兩部分發(fā)電量的加權平均價格決定。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，由于省內低價水電占比高且通過差價合約鎖定價格，即意味著省內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，挖掘需求側調節(jié)潛力。隨著分布式發(fā)電、用戶側儲能等蓬勃發(fā)展，以中小用戶為代表的電力產銷者大量涌現(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，不具備技術可行性和經(jīng)濟可行性。為充分挖掘需求側資源調節(jié)潛力，需要創(chuàng)新機制暢通需求側資源入市渠道，宜優(yōu)先通過虛擬電廠、負荷聚合商等新模式，將分布式發(fā)電、分布式儲能、電動汽車、可調節(jié)負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，聚合體對內提供供需資源靈活匹配、批發(fā)市場價格信號傳導等服務。
