聚焦 | “双碳”视角下我国批发侧电价改革的思考

按照我国对世界的庄严承诺，我国将力争2030年前二氧化碳排放达到峰值、努力争取2060年前实现碳中和。二氧化碳排放达到峰值和实现碳中和，在业内被简称为“双碳”。我国尚处于工业化发展阶段，人均GDP刚过1万美元，经济发展和改善民生任务艰巨，能源电力消费还将增长;同时，我国碳排放总量大、强度高，实现“双碳”目标时间偏紧。就电力行业而言，不仅要实现对化石能源发电的清洁替代，还要承接工业、交通、建筑等领域转移的能源消耗和碳排放，服务全社会降碳脱碳，压力更大、时间更紧。电力行业若要如期实现“双碳”目标，则硬件方面需要建设以新能源为主体的新型电力系统，这已经成为全行业的共识；软件方面需要建设以市场化为主体的新型电价形成机制（批发侧），这是目前国内实现“双碳”目标的机制性基础，也是很多“双碳”研究者没有重视的领域。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：李寒）

“双碳”目标的实现离不开批发侧新型电价形成机制

要实现“双碳”目标，既需要符合“双碳”要求的“硬件”，也需要能够驱动“硬件”正常工作的“软件”系统（机制）建设。在有关“双碳”目标所需的硬件方面，行业内已有了较为清晰的回答，那就是建设以新能源为主体的新型电力系统。需要指出的是，这里的新能源为主体并不能简单地理解为现存的风、光等低碳或者零碳电源为主体，毕竟“双碳”目标的最小跨度为10年，碳中和的目标跨度为40年，到底什么是未来碳中和所需要的新能源技术组合和发展路径，在今天的认识里还不能百分之百确认，还需要依据对科技不断发展的预判以及实际情况进一步作出选择。但有一点全行业相对确定，也就是在碳达峰目标的2030年这个节点，我们仍将依靠电网作为源荷储的主要衔接手段。

“双碳”目标的“软件”部分没有引起行业主流的足够关注。也许有人会说，“双碳”目标既然需要在2030年前主要依靠电网作为源荷的主要衔接手段，那么电网调度体制顺理成章的就是“双碳”目标所需要的软件部分，很遗憾这个回答过于浮于表面。确实，在过去40年间我国电力工业高速发展的历程中，电力调度机构通过规范化、精细化的管理，让业内业外对其评价都是“看起来无所 不能”。但是必须要指出的是，电力调度机构所表现出来的“无所 不能”，并不是电力调度机构自身的能力表现，真正驱动电力系统健康运行的“操作系统”是一套完整的批发侧电价机制，这里头包括标杆电价制度、以标杆电价为“锚”的其他电源上网电价制度，还包括容量电价和辅助服务电价等。电力调度机构是一个制度的执行机构，其发挥作用的背后是批发侧电价机制。例如，如果没有发电侧辅助服务电价制度，电力调度机构并不能解决大规模风力、光伏发电大发展引发的消纳问题，因此，寄希望于电力调度机构解决“双碳”目标下的更大规模风力、光伏发电引发的更大规模消纳问题是不现实的，在未来继续考核电力调度机构风电、光伏发电上网消纳95%以上的指标更是不合适的。完成这一任务、解决这一问题需要的是批发侧新型电价形成机制。换句话说，“双碳”目标的软件机制就是适应新型电力系统的电价机制[1]。

批发侧新型电价形成机制涉及的主要内容

新型电力系统将使用新能源作为电量的主要来源，同时要依靠电网将源荷连接，新型电力系统的运行要求量级增长的辅助服务，要求更为可靠的有效容量，这是相对传统电力系统最大的变化。传统电力系统批发侧以传统电源为主，传统电源是典型的“双大”电源，即既能满足电力系统需要的大电量，又能满足电力系统高峰负荷需要的大有效容量。新型电力系统下的主力能源，由传统电源变化为大电量、小有效容量的新能源。因此，批发侧新型电价形成机制不能简单地和传统电力系统批发侧电价形成机制一样，以综合电价为主，而是要按照功用分类别形成电价机制，包含但不限于电能量价格、辅助服务价格、容量回收机制和电力系统运营价格。

电能量价格：主要指电源生产1千瓦时有功电量的价格，有功电量就是真正用来做功的电量，可以转化为热能、光能、机械能或化学能。无功功率，并不是“无用”的电功率，只不过它的功率并不转化为机械能、热能而已，但是无功功率不参加电能量价格的形成。电能量价格在市场环境下主要通过电力现货市场形成，在分散式市场中，也可以主要由远期合同价格确定。

辅助服务价格：辅助服务是指在正常电能量生产以外，由发电机组或用户提供的其他电力服务，在电力现货市场背景下主要为调频和备用，另外部分用户可以提供可中断负荷服务。由于辅助服务的基本特点是为全系统提供，无法确认具体的受益者，技术层面只能由调度机构提出需求，由可提供的市场主体通过辅助服务市场竞争形成价格。

容量回收机制价格：针对我国国情，容量回收机制价格可以通过市场主体对有效容量竞价形成单位有效容量的容量回收机制价格。这里的容量回收机制是按照一定的概率，各类型电源根据其不同的技术特性，将其铭牌容量折算为有效容量，按照有效容量获得回报。有效容量（含外来线路）的总量不超过当地最大负荷和旋转备用之和。传统容量电价机制一般是分机组类型核定，按照成本加成方式回收，这是与市场化容量回收机制不同的地方。

电网运行价格：在电能量价格、辅助服务价格和容量回收价格制外，电力系统运行还存在着启停费用、阻塞费用、必开机组补偿费用等与电力系统运行密切相关的费用，这部分费用也需要转换为电网运行价格在用户侧得到回收。

要将批发侧电价形成机制由原来的综合电价转化为分项价格的核心原因，是未来的新型电力系统中的电源分工更加精细，部分电源基本上不提供电量，甚至消耗电量，主要提供辅助服务；部分电源基本上不提供电量，但主要为电力系统的高峰负荷提供有效容量。在这种情况下，无法以综合电价为主的方式形成批发侧电源电价。

批发侧新型电价形成机制要基于现货市场

从上述批发侧电价形成机制来看，新型电力系统批发侧电价形成机制主要基于电力市场，特别是现货市场进行设计。其核心原因主要是相对传统电力系统，新型电价形成机制必须要解决传统核价机制一直没有解决的四个问题：

及时性问题：传统核价机制在批发侧按照某一类型电源一定时间周期和地理范围的平均成本进行核价，核价的频率较低、周期较长，不能很好地反映即时的供需。基于电力现货市场的新型电价形成机制，可以以日为周期反映供需情况，直接引导发用两侧的行为，频率高、周期短、灵活性强。

计价准确性问题：电力商品的特殊属性表现为由于即时平衡，引发的时间信号和位置信号，特别是时间信号产生的机会成本。例如，辅助服务的计价分为两个部分，其一是辅助服务提供量，其二是辅助服务的机会成本。因为，对于既能够提供电能量生产，又能够提供辅助服务的电源种类，辅助服务的回报，必须既包括辅助服务提供量获得的回报，也要回收由于提供辅助服务，部分或全部容量不能参加电能量生产的机会成本，因此，辅助服务的计量必须以电力现货市场为基础，传统核价体系无法准确确定。

技术选择问题：新型电力系统建设过程中，将出现大量的新技术和新业态。与传统电力系统建设过程中，我国电力工业是跟跑者的定位不同，新型电力系统建设，我国的电力工业将和世界主要电力强国同台竞速。因此，对于新技术的选择，将毫无先行经验可以参考，造成传统核价机制下对某一种新技术进行定向支持的做法难以施行。在新型电力系统的探索过程中，我们必须要将各种同样功用的技术推进市场，通过市场对各种技术的可行性和性价比进行甄别，形成价格政策能够支持的“短名单”。

源荷模糊问题：传统电力系统将电力系统分为发输配售四大主要环节，在新型电力系统下，电源和负荷的界限明显模糊，一个电力消费者在另一个时段可能是电力生产，反之亦然。对于这种角色随时空不断转换的情况，是成本加成法测算难以考虑的，不如交给市场即时定价。

能源领域有一个著名的规律性论断，叫做能源“不可能三角”，“不可能三角”包括三个要素“可靠、清洁、经济”，即能源供应的可靠、清洁和经济不可能同时达到。谈到电力行业的“双碳”目标，具体来说就是保证高可靠性地使用高比例的清洁能源，需要付出经济上的代价，也就是电价上升。很多学者和专家曾认为，能源“不可能三角”需要在一定阶段发生作用，并且随着可再生能源的投资成本快速下降，可以在一定时期内忽略能源“不可能三角”的作用，前一段被党中央、国务院指出的“运动式碳中和”就是在这种思维方式指导下，产生的具体行为。8月以来，全国范围内的电力供应紧张，就用事实证明能源“不可能三角”现在就在发挥作用，没有新的“软件”配合，“硬件”在发展的道路上“裸奔”，一定会产生不能定义为“转型期”阵痛的麻烦。

当我国快速发展新能源，过快放缓燃煤发电的发展，并且执行传统价格机制的时候，自然而然出现了错峰、避峰、限电、拉路的情况，其经济学内核就是，当清洁能源比例快速上升，电价水平上涨受阻，电力系统的可靠性就会出现下降，由于燃料供应紧张而引起的拉限电只是表现形式之一。10月11日，国家发改委按照党中央、国务院的要求，印发了《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），彻底取消燃煤发电基准电价，推动燃煤发电进入市场，扩大了市场交易的波动幅度，推动全部工商业用户进入市场，是按照经济规律办事的重大举措。可以说该文件的印发，将成为我国“双碳”背景下批发侧电价改革的起点，将从传统的核价体系走向市场化定价。

在保供如此艰难的时刻，党中央、国务院没有选择计划手段，而是选择相信市场机制的力量，坚持市场化解决问题的道路，打破了有些人指出的“供应紧张不能建设市场”的主观臆测，充分说明了党中央、国务院通过软硬结合建设新型电力系统、达成“双碳”目标的决心。相信，“双碳”背景下的批发侧电价形成机制改革不久后将在我国变成现实！

[1]本文主要讨论批发侧电价机制。