以价格体系变革引领新型电力系统建设

　　自2021年3月新型电力系统概念提出以来，我国电力转型发展进入快车道，电力系统物理形态正发生深刻变化。伴随电力体制改革推进，电力生产运营模式同步持续变革，但仍存在诸多适应性问题。深入研判新型电力系统演化趋势，以涵盖发输配用全环节的价格体系变革为抓手，探索重构适应新型电力系统发展的电力生产运营模式尤为重要。

　　01

　　新型电力系统建设

　　催生价格体系变革

　　我国电力系统建设发展步入新阶段，呈现出“新六化”演进趋势。随着“双碳”目标战略积极稳妥推进，我国电力系统转型发展持续加速，并呈现出六大新特征：一是发展目标多元化，由主要关注电力安全供给，向实现“安全、经济、绿色”多目标协同发展转变;二是电源结构复杂化，新能源大规模发展颠覆以化石能源为主的传统电力供给结构;三是电网联络扩大化，加强跨省区联网以在更大范围配置资源成为新型电力系统内生需求;四是用户产消一体化，分布式发用储资源蓬勃发展，推动用户由电力消费者向产消一体化转变;五是资源配置市场化，为充分发挥有效市场作用提高整体效率，电力市场化改革全面铺开快速推进;六是系统运营数智化，加快“云大物移智”等新技术推广应用，以数智化赋能提升新型电力系统安全运营质效。

　　新型电力系统建设重塑电力生产关系，要求加快电力价格体系变革。发展新质生产力要求构建与之相匹配的新型生产关系。新型电力系统是新质生产力在电力行业的具体落地形态，同样要求构建与之相适应的新型电力生产关系。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，实现有效市场和有为政府紧密协同，是构建新型电力生产关系的内在要求。市场是形成价格的手段，而价格是市场的核心，为适应新型电力系统发展目标导向多元化、电源成本结构复杂化等新趋势，当前深化改革的关键在于加快电力价格变革，以此为牵引打造新型电力市场体系，进而重塑新型电力生产关系。

　　电力价格体系涵盖发输配用各环节，发电价格形成机制是改革关键。发电和用电属于竞争性环节，主要通过电力市场竞争形成发用双方的买卖电价，是价格机制改革的关键。绿色低碳转型发展推动我国电源结构趋于复杂化，其中燃煤、燃气等化石能源发电燃料等变动成本高、固定成本相对低，而水电、核电、风电、光伏等非化石能源发电建设投资等固定成本占比高、变动成本低甚至接近零，不同类型电源成本特性差异巨大，导致采用简单同台竞价、边际出清的市场定价模式存在严重适应性问题，亟需重构电源和用户价格形成机制。输配电属于自然垄断环节，适应电网联络扩大化、更大范围内优化配置资源的新形势需要，深化跨省区输电价格机制改革是当前改革重点。

　　02

　　化石能源发电应建立

　　差异化容量补偿

　　化石能源发电应优先参与电能量市场，但难以借此回收全部成本。化石能源发电全面参与现货市场等电能量市场竞争，可以便利地发现系统最小边际运行成本，是应该坚持的基本市场原则。然而，即使考虑以年、月、周等为周期的中长期市场，常规电能量市场涵盖时间周期仍远小于化石能源发电规划建设周期，意味着无法引入新投资者竞争的电能量市场本质上只能是存量发电资源相互竞争。在充分竞争的情况下，市场价格必然趋近于边际变动成本，即化石能源发电无法依赖电能量市场回收前期固定投资成本。对化石能源发电未回收固定成本进行合理补偿，才能体现其容量价值，保障其可持续运营。

　　存量化石能源发电是主要补偿对象，宜采用行政定价模式进行补偿。常见补偿方式主要有市场竞争定价和行政定价两大类，其中市场竞争定价操作相对复杂、市场环境要求高，且存在一定的局限性。一方面，由于燃气和燃煤发电存在明显成本特性差异，简单市场竞争难以适应多类型机组补偿需要;另一方面，当缺乏新增投资主体竞争时，存量发电固定资产属于沉没成本，无法相互竞争形成有效价格信号。在“双碳”目标下，未来化石能源发电新增投建容量规模有限，占据绝对主体的存量发电是主要补偿对象。燃气、燃煤等不同类型机组成本特性差异大，不同投建时间、子型号的机组成本特性各异，采用行政定价模式进行补偿更具备政策实施便利性。

　　宜对化石能源发电可用容量进行合理补偿，但应避免补偿其发电量。针对化石能源发电机组的固定成本回收缺额进行补偿，有基于发电量或可用容量两种补偿方式。若基于化石能源发电机组的单位发电量进行补偿，将事实上改变该类机组在电力现货市场等的竞价排序，容易造成高边际成本机组(比如燃气机组等)替代较低边际成本机组发电(比如燃煤机组等)，导致系统综合购电成本增加和社会整体福利损失。而基于化石能源发电机组的可用容量进行补偿，一方面对电能量市场竞价排序基本无影响，不会造成社会福利损失，另一方面也客观反映了发电机组容量与固定投资基本正相关的实际情况。

　　针对不同类型化石能源发电机组实施差异化补偿机制更具合理性。不区分电源类型，按有效容量进行统一竞争定价补偿，能以最低成本获得新增有效供给容量，但在解决存量机组可持续运营方面存在局限性。比如，气电固定投资约为2400元/千瓦，燃料成本约为0.5—0.8元/千瓦时，煤电固定投资约为4000元/千瓦，燃料成本约为0.2—0.4元/千瓦时，如按气电固定投资标准补偿煤电，则可能造成煤电欠补偿，而按煤电固定投资标准补偿气电，则可能造成气电过补偿。对存量机组而言，应结合政策实施便利性，对不同类型、子型号存量机组适当分类后进行差异化补偿。我国化石能源发电新增空间有限且受到核准管控，可通过新增容量拍卖或参照存量等方式确定新增机组补偿标准。

　　化石能源发电宜采用“电能量市场竞价+差异化容量补偿”形成价格。化石能源发电收益应由参与电能量市场自由竞价和政府核定容量补偿两部分构成。差异化容量补偿具体执行包含补偿对象确定、补偿标准核算、补偿费用分摊和补偿费用动态调节等环节。容量补偿对象包括参与市场的各类化石能源发电，包括燃气机组、燃煤机组等;合理分类后的同类机组核定统一补偿标准，根据市场变动情况选择1—3年为一个补偿周期;容量补偿实质上提升了系统整体供电可靠性，补偿费用应分摊至所有受益用户;考虑技术进步、原材料价格等影响，实施定期动态调整以维持补偿费用在合理水平。

　　03

　　非化石能源发电

　　宜执行差价合约定价

　　基于边际定价的电力现货市场难以实现非化石能源发电合理定价。现货市场本质是存量发电资源的短期边际成本竞争，现货价格主要由系统边际变动成本确定。非化石能源发电主要成本发生在建设阶段也即固定投资成本，变动运行成本很低甚至接近零，导致现货市场难以对其进行有效价格引导。在非化石能源发电占比高、主导市场价格情况下，容易出现长时间零电价或负电价，导致新增投资激励不足;在化石能源发电占比高、主导市场价格情况下，则可能导致部分低成本非化石能源发电产生超额收益。因此，以现货市场竞争定价为主的市场模式，难以实现推动非化石能源发电占比稳步提升的绿色转型发展目标。

　　中长期电能量市场同样难以有效引导非化石能源发电有序发展。中长期电能量市场价格与现货市场价格存在密切耦合关联，现货市场中暴露出来的非化石能源发电定价难题在中长期市场中同样存在。即便非化石能源发电只参与长期市场，水电、核电建设周期普遍较长，难以实现引入新投资者竞争，且不同厂址资源特性差异大，用新进入者的价格来决定存量电源价格容易产生不当收益;风电、光伏虽然建设周期较短，可能引入新投资者竞争，但也存在因技术迭代推动未来成本持续下降，容易导致潜在投资者无法形成稳定预期而不敢投资。此外，因未来长期用电需求、价格水平等存在不确定性，一般电力用户对长期合约接受度普遍不高，也影响长期市场效用发挥。

　　对资源约束型非化石能源发电进行容量补偿容易引发不当竞争。与气电、煤电和核电不同，风电、光伏以及水电等非化石能源发电受风、光、水等自然资源条件约束影响，无论是即时发电功率还是长周期累计发电量都存在较大不确定性。若参照化石能源发电对风电、光伏、水电等资源约束型非化石能源发电装机容量进行补偿，既与该类电源一般仅有电量替代效益、并无显著可靠容量替代价值的资源特性不符，又可能导致低电量效益的劣质发电资源挤占高电量效益的优质发电资源的发展空间，容易形成“劣币”驱逐“良币”的不当竞争格局。

　　宜针对不同类型非化石能源发电建立差异化的差价合约定价机制。面向非化石能源发电建立长期稳定的价格信号，是保障存量电源可持续运营和有效激励增量投资的关键。风电、光伏、水电、核电等不同类型非化石能源发电固定成本差异很大，不同资源条件的水电、不同代际技术的核电、不同时期建设的新能源等固定投资成本也存在明显差异，需建立差异化的长期价格信号以反映各类电源的真实成本。综合来看，基于政府授权由市场运营方或电网企业等代为履行统一买方职责，针对不同类型电源建立差异化的差价合约定价机制，对其市场收入进行多退少补以稳定收益预期，是更契合非化石能源发电技术经济特性的定价模式。

　　非化石能源发电差价合约价格宜通过存量核价、增量竞价方式形成。非化石能源发电主要成本是固定投资成本，其中存量资源属于沉没成本，而增量资源属于机会成本。从存量视角看，为避免现有资源浪费和保障可持续运营，合规建设的存量非化石能源发电宜采用政府核定价格方式形成差价合约定价，具体实施可参照原计划定价核定或考虑投资回收情况重新核价等。从增量视角看，风电、光伏等新能源虽已基本实现平价上网，但是以不承担系统调节义务为前提，综合考虑消纳调节成本后仍不具备竞争优势。因此，一方面，要坚持科学规划约束引导，避免新能源发展过慢影响绿色转型进程、或发展过快增加用户成本负担，另一方面，宜优先通过竞争拍卖实现规划容量开发，以市场化方式确定投建主体和差价合约价格，通过竞争发现最优开发成本。

　　非化石能源发电宜采用“电能量市场差价合约+调峰激励”形成价格。差价合约机制为非化石能源发电提供了稳定的收入预期，但也带来后者参与系统调节动力不足的问题。为激励具备调节能力的水电、配有自备储能的新能源等主动参与系统调节，应结合差价合约配套建立调峰激励机制，对该类电源参与系统调节行为进行利益返还，具体实施可采用不同方式实现：一是根据机组实际发电量确定合约电量并平均分解形成合约曲线，基于现货价格结算机组各时段实际发电量与合约电量差值，以激励机组在现货价格高时段多发电，反之少发电;二是根据机组实际发电量和授权合约比例(小于100%)确定每时段合约电量，通过将部分非授权合约电量暴露在现货市场中，激励机组响应现货价格参与系统调节。从典型场景算例测算结果看，平均分解合约曲线方案激励稳定性相对较好。

　　04

　　改革跨省区输电价格机制

　　释放市场红利

　　跨省区交易中针对单位输送电量收取过网费将导致社会福利损失。目前，我国跨省区联网输电工程根据承担联网备用或输送电量等不同功能，主要执行容量加电量的两部制定价和单一电量制定价，在省区间送受电主要依赖计划或框架协议情况下，现有定价方式可以满足要求。随着全国统一电力市场体系建设加快推进，跨省区电力交易日趋频繁，现有输电价格机制的适应性问题凸显，比如因跨省区输电过网费的存在，在输电通道仍有富余容量的情况下，送端地区更低成本发电机组无法替代受端地区更高成本机组进行发电，导致送受端综合供电成本上升，整体社会福利受损。

　　基于电量的跨省区输电定价模式在市场环境下不再具备监管优势。在电力市场化改革前，我国输变电工程核准主要依赖项目可行性评估，通过执行单一电量制或两部制定价，将输变电工程投资收益与输送电量直接关联起来，有助于激励投建主体自觉提高资产利用率，提升潜在不对称信息条件下的政府监管便利性。然而，随着市场化改革全面推进，尤其电力现货市场即将实现全覆盖，电力资源真实时空价值能通过节点或分区价格信号直接呈现出来，潜在信息不对称带来的监管风险已不存在，通过简单比较投资成本和减少阻塞收益，就能清晰判定联网工程建设必要性，因此可能影响社会福利的激励型输电价格机制不宜作为优先制度安排。

　　跨省区联网输电宜执行一体化或单一容量制定价以消除交易壁垒。从充分发挥市场在资源配置中的决定性作用和最大化社会福利考虑，应尽量削减乃至取消跨省区交易电量过网费。跨省区统一电力市场形成之前，跨省区输电价格可执行两部制定价，以尽量降低跨省区余缺互济临时交易成本;随着跨省区统一电力市场建设形成，跨省区输电价格宜采用一体化定价或单一容量制定价，将跨省区输电工程准许收入独立核算后，按协商规则或容量利用占比等分摊至各省级电网，与省内电网准许收入合并后通过省级输配电价统一回收。考虑跨省区输电工程固有运营特性，应保留现有运营组织架构不变，一体化定价仅改变跨省区输电价格结算方式，既兼容现有电网运营管理体制，亦不会增加额外改革成本。

　　跨省区统一电力市场不宜依赖输电过网费进行送端主体价格保护。构建跨省区统一电力市场既有利于电力资源富余省份实现资源价值变现，也有利于资源短缺省份以更低成本满足负荷需求，实现送受端“双赢”。然而，跨省区统一电力市场若采用简单统一边际出清定价模式，容易导致送端用户购电价格被动显著抬升、受端电源被替代影响可持续运营。针对跨省区交易单位电量收取过网费，虽能缓解送端用户和受端电源福利受损情况，但会牺牲市场效率带来整体社会福利损失，更好的解决方案是改革输电价格机制，取消跨省区交易电量过网费，同时通过健全容量保障机制，确保受端电源可持续运营，以及完善用户购电价格形成机制，保障送端用户福利。

　　05

　　兼顾公平效率

　　优化用户价格形成机制

　　多类型电源系统采用简单边际定价市场模式将造成用户福利损失。以化石能源发电为主的传统电力系统电源结构相对单一，采用简单边际出清定价有利于通过充分竞争发现边际发电成本，达到最小化用户购电成本的目的。然而，随着水电、核电和新能源等非化石能源发电占比逐步提高，多类型电源采用简单边际出清定价模式将出现系列适应性问题。对用户而言，当化石能源发电作为边际机组时，若用户全部购电量均按边际机组价格结算，则意味着大量低成本水电等将赚取超额收益而用户福利受损，反之在非化石能源发电作为边际机组时，若用户全部购电量均按非化石能源发电的近零边际成本结算，也会影响各类电源可持续运营，最终影响用户可靠用电。

　　优化用户购电价格形成机制以确保送受端用户福利都得到保障。随着新能源等快速发展，各地电源结构趋于复杂化，用户购电量基本由非化石能源和化石能源发电量共同构成。成本特性不同决定了非化石能源和化石能源发电应执行差异化的价格形成机制，同样用户购电结算价格也不应执行简单统一边际定价，而应由两部分发电量的加权平均价格决定。通过优化用户购电价格形成机制，能显著改善跨省区统一电力市场中送端用户福利受损情况，比如对水电等非化石能源富集的送端省份而言，由于省内低价水电占比高且通过差价合约锁定价格，即意味着省内用户绝大部分购电成本被锁定在较低价格水平，而因跨省区联网送电带来的价格被动抬升影响将几乎可以忽略。

　　创新机制畅通批发与零售市场价格信号传导，挖掘需求侧调节潜力。随着分布式发电、用户侧储能等蓬勃发展，以中小用户为代表的电力产销者大量涌现，也催生了海量、分散化、小规模的电力交易需求，然而将该部分交易主体直接纳入电力批发市场，不具备技术可行性和经济可行性。为充分挖掘需求侧资源调节潜力，需要创新机制畅通需求侧资源入市渠道，宜优先通过虚拟电厂、负荷聚合商等新模式，将分布式发电、分布式储能、电动汽车、可调节负荷等资源汇聚起来形成统一聚合体，聚合体对外作为单一市场主体参与电力批发市场交易，聚合体对内提供供需资源灵活匹配、批发市场价格信号传导等服务。

　　(　文/陈政，作者供职于中国南方电网有限责任公司)