為實(shí)現“雙碳”目標，我國進(jìn)行了加快構建清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能的新型電力系統的戰略部署。當然，構建新型電力系統不是另起爐灶，而是以當前電力系統為基礎，先立后破，逐步建成以新能源為主體電源的新型電力系統，這必然涉及大量、復雜的資源配置問(wèn)題。
不管是從新型電力系統的特性看，還是從中國當前的電力體制看，構建新型電力系統都需要市場(chǎng)機制創(chuàng )新，以充分發(fā)揮市場(chǎng)在資源配置中的決定性作用。同時(shí)，基于激勵相容的市場(chǎng)設計和有針對性的政府政策相結合，做到有效市場(chǎng)與有為政府的統一，實(shí)現資源的優(yōu)化配置。
我國當前電力市場(chǎng)機制存在的主要問(wèn)題
經(jīng)過(guò)20多年的電力體制市場(chǎng)化改革，我國電力市場(chǎng)體系和市場(chǎng)機制建設取得了積極進(jìn)展。但是，從滿(mǎn)足構建新型電力系統要求的角度看，我國當前的電力市場(chǎng)機制仍有待健全。
電能量市場(chǎng)不完善，電價(jià)對供求關(guān)系反映不充分
一是定價(jià)自主性與靈活性不足。根據國家發(fā)展改革委《關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成機制改革的指導意見(jiàn)》(發(fā)改價(jià)格規〔2019〕1658號)和《關(guān)于進(jìn)一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號)，我國確定了燃煤發(fā)電“基準價(jià)+上下浮動(dòng)”的電價(jià)形成機制。由于基準價(jià)和上下浮動(dòng)范圍均由政府設定，因此，政府仍在價(jià)格形成過(guò)程中發(fā)揮著(zhù)重要的調控作用，市場(chǎng)主體定價(jià)的自主性與靈活性?xún)H限于基于基準價(jià)與上下浮動(dòng)范圍所形成的價(jià)格區間，電能量市場(chǎng)的價(jià)格發(fā)現功能難以充分發(fā)揮，電能量?jì)r(jià)格也無(wú)法有效反映不同時(shí)點(diǎn)的電能量供求關(guān)系。
二是電力現貨市場(chǎng)建設相對滯后。從我國電力現貨市場(chǎng)建設進(jìn)程看，國家發(fā)展改革委先后于2017年與2021年布置了兩批電力現貨市場(chǎng)建設試點(diǎn)省份。2023年12月，山西電力現貨市場(chǎng)在歷經(jīng)五年試運行后，成為我國首個(gè)轉入正式運行的電力現貨市場(chǎng)。此后，廣東、山東、甘肅電力現貨市場(chǎng)陸續轉入正式運行，而其他開(kāi)展電力現貨市場(chǎng)建設的區域仍處于試運行階段。2023年頒布的《電力現貨市場(chǎng)基本規則(試行)》(發(fā)改能源規〔2023〕1217號)和《關(guān)于進(jìn)一步加快電力現貨市場(chǎng)建設工作的通知》(發(fā)改辦體改〔2023〕813號)規定只有依序開(kāi)展模擬試運行與結算試運行，連續運行一年以上并依據市場(chǎng)出清結果進(jìn)行調度生產(chǎn)和結算的現貨市場(chǎng)才可轉入正式運行?？紤]到不同地區電力現貨市場(chǎng)的建設進(jìn)度，我國電力現貨市場(chǎng)實(shí)現全覆蓋尚需時(shí)日。
三是電力中長(cháng)期市場(chǎng)合同的流通性有待增強。電力中長(cháng)期合同通過(guò)提前鎖定交易電量與交易價(jià)格，被普遍認為是電力系統保供穩價(jià)的“壓艙石”。但是我國中長(cháng)期合同的交易周期普遍較長(cháng)，多為年度交易與月度交易，而新能源作為未來(lái)的主體能源，卻難以通過(guò)中長(cháng)期合同實(shí)現收益鎖定與風(fēng)險規避：新能源出力具有天然的波動(dòng)性，對其未來(lái)出力曲線(xiàn)預測的精準性往往會(huì )隨著(zhù)時(shí)間周期的延長(cháng)而下降，導致新能源實(shí)際出力曲線(xiàn)往往與中長(cháng)期合同曲線(xiàn)存在較大偏差。此外，交易合同標準化程度不高、有效的風(fēng)險管理工具不足、雙邊合同難以變更等因素所導致的電力中長(cháng)期市場(chǎng)流通性不足，也是阻礙新能源參與中長(cháng)期市場(chǎng)的重要原因。
輔助服務(wù)市場(chǎng)不成熟，靈活性調節價(jià)值實(shí)現不足
一是輔助服務(wù)品種相對單一。2021年12月，國家能源局頒布的《電力輔助服務(wù)管理辦法》(國能發(fā)監管規〔2021〕61號)明確了我國電力輔助服務(wù)包括調頻、調峰、備用、轉動(dòng)慣量、爬坡、黑啟動(dòng)等多個(gè)服務(wù)品種。但當前我國仍處于電力輔助服務(wù)市場(chǎng)建設的早期階段，在初步建設形成的省級輔助服務(wù)市場(chǎng)與區域服務(wù)市場(chǎng)中，多以調峰輔助服務(wù)為主，調頻和備用輔助服務(wù)為輔。其他輔助服務(wù)品種的市場(chǎng)化建設仍有待推進(jìn)，目前，云南省和貴州省開(kāi)展了黑啟動(dòng)輔助服務(wù)市場(chǎng)化交易機制的建設，山東省開(kāi)展了電力爬坡輔助服務(wù)的市場(chǎng)交易機制探索，系統慣量等輔助服務(wù)品種的市場(chǎng)化建設尚未開(kāi)展。
二是輔助服務(wù)市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)聯(lián)動(dòng)結合不足。輔助服務(wù)市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)密切耦合，原因在于：電能量生產(chǎn)情況是決定輔助服務(wù)提供量的重要依據，輔助服務(wù)交易品種和價(jià)格水平也受電能量市場(chǎng)的定價(jià)機制與時(shí)點(diǎn)價(jià)格信號影響。而我國輔助服務(wù)市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)卻存在銜接不暢、聯(lián)動(dòng)結合不足的問(wèn)題，例如部分地區現貨市場(chǎng)建設相對獨立于輔助服務(wù)市場(chǎng)建設，輔助服務(wù)市場(chǎng)與現貨市場(chǎng)未能有效銜接，致使現貨市場(chǎng)與調峰市場(chǎng)并存;在出清方式上，輔助服務(wù)市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)獨立運行，分別依據各自的市場(chǎng)供求關(guān)系確定出清價(jià)格與交易量，電力資源配置無(wú)法實(shí)現在兩個(gè)市場(chǎng)間的協(xié)調優(yōu)化，電力市場(chǎng)的總體運行效率也隨之降低。
三是輔助服務(wù)費用分攤不盡合理。電力輔助服務(wù)作為維持電力系統瞬時(shí)平衡性的重要保障，應用于整個(gè)電力系統，具有非競爭性與非排他性，通常被視為一種公共產(chǎn)品，因此，為獲取電力輔助服務(wù)而產(chǎn)生的相關(guān)費用也應由電力系統內所有受益主體共同承擔。2024年2月，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布的《關(guān)于建立健全電力輔助服務(wù)市場(chǎng)價(jià)格機制的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2024〕196號，簡(jiǎn)稱(chēng)196號文)也確定了“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔”的輔助服務(wù)費用分擔原則。目前，我國輔助服務(wù)費用主要在發(fā)電側主體間分攤，向電力用戶(hù)側傳導的機制不暢，使得輔助服務(wù)費用分攤不盡合理。
容量市場(chǎng)缺失，容量?jì)r(jià)值定價(jià)機制有待完善
新能源大規模接入給電力系統長(cháng)期容量充裕性帶來(lái)了挑戰，為電力系統提供容量支撐的電力資源也面臨著(zhù)成本回收問(wèn)題。當前，我國容量補償主要集中于煤電、氣電、新型儲能、抽水蓄能等領(lǐng)域。以煤電為例，2023年11月，《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機制的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2023〕1501號)確立了煤電的兩部制電價(jià)，確定容量電價(jià)按照固定成本的一定比例進(jìn)行補償。由政府核定容量補償價(jià)格的傳統容量補償機制在激勵煤電機組保持一定容量充裕性的同時(shí)，也存在一定不足，例如不同煤電機組由于服役年限不同、損耗程度各異，導致其充裕性大多各不相同，現行補償標準無(wú)法有效反映煤電機組的個(gè)體差異;市場(chǎng)定價(jià)機制的缺失也使得電力系統充裕性的稀缺程度無(wú)法得到準確、有效、及時(shí)的反映。因此，容量?jì)r(jià)值定價(jià)機制有待向市場(chǎng)化機制轉變。
綠證市場(chǎng)和碳市場(chǎng)有待完善，綠色價(jià)值體現不足
一是綠證需求側制度有待完善。綠電和綠證交易制度是新能源綠色價(jià)值的主要實(shí)現方式，目前，其購買(mǎi)主體主要包括用于抵消能耗“雙控”中能耗指標的高耗能大戶(hù)及滿(mǎn)足國際市場(chǎng)要求的出口型企業(yè)兩大類(lèi)。當前的綠電和綠證交易制度難以充分實(shí)現新能源的綠色價(jià)值，2023年全國綠色電力(綠證)消費總量1059億千瓦時(shí)，同比增長(cháng)281.4%，但其消費總量仍不足新能源發(fā)電量的1/10。從國際經(jīng)驗看，后補貼時(shí)代實(shí)現新能源綠色價(jià)值的一個(gè)重要制度安排是強制配額制，我國雖然也已經(jīng)建立了可再生能源消納責任制，但是消納責任權重設定的合理性有待進(jìn)一步提高，并且消納責任制的考核仍停留在對省級政府層面，未能將消納責任壓實(shí)到用戶(hù)側，用戶(hù)缺乏消費綠電的約束和激勵。
二是碳排放社會(huì )成本體現不足。我國全國碳排放權交易市場(chǎng)于2021年7月16日正式啟動(dòng)，首先聚焦于發(fā)電行業(yè)，實(shí)行配額的免費分配。相比于全球其他主要碳市場(chǎng)，我國碳市場(chǎng)定價(jià)總體偏低，導致碳排放的社會(huì )成本體現不足。以2024年1月為例，中國全國碳市場(chǎng)碳價(jià)水平為12.57美元/噸，分別為歐盟、英國與美國加州碳市場(chǎng)同期碳價(jià)水平的20.5%、27.9%與32.6%，也顯著(zhù)低于碳定價(jià)高級別委員會(huì )為達成《巴黎協(xié)定》全球溫升控制目標所推薦的63至127美元/噸的2030年碳價(jià)區間。未來(lái)，隨著(zhù)我國碳市場(chǎng)配額規模進(jìn)一步收緊與配額有償分配方式的逐步推行，預期未來(lái)碳價(jià)將呈現持續增長(cháng)趨勢，電力行業(yè)尤其是其中碳排放較高的煤電行業(yè)外部成本內部化的壓力將日趨增大。
建立健全適應新型電力系統市場(chǎng)機制的方向與舉措
適應新型電力系統市場(chǎng)機制創(chuàng )新的核心是有效實(shí)現電能量?jì)r(jià)值、調節價(jià)值和綠色價(jià)值等，而有效實(shí)現三種價(jià)值就必須讓市場(chǎng)在資源配置中充分發(fā)力，讓政府在彌補市場(chǎng)失靈方面精準發(fā)力。當前，應針對我國當前電力市場(chǎng)機制存在的主要問(wèn)題進(jìn)行市場(chǎng)機制創(chuàng )新與完善，集中力量破解新能源消納、煤電轉型、儲能規?；瘧煤陀脩?hù)側資源挖掘等方面存在的難題。
完善電能量市場(chǎng)建設，充分實(shí)現時(shí)點(diǎn)電能量?jì)r(jià)值
完善電能量市場(chǎng)的核心思路是在市場(chǎng)化的價(jià)格形成機制下，充分發(fā)揮電能量分時(shí)價(jià)格信號對電力市場(chǎng)供求關(guān)系的有效反映，以靈活高效的價(jià)格體制支撐電能資源的優(yōu)化配置。
首先，基于現行的電價(jià)機制，應擴大市場(chǎng)交易電價(jià)的上下浮動(dòng)范圍，進(jìn)一步提升定價(jià)的自主性與靈活性。其次，應加快推進(jìn)電力現貨市場(chǎng)建設，在各省(區、市)或區域電力市場(chǎng)的基礎上，推動(dòng)全國統一電力市場(chǎng)構建，在更大市場(chǎng)范圍內實(shí)現資源的優(yōu)化配置。最后，完善中長(cháng)期交易制度設計：允許新能源對合同進(jìn)行調整，使電力中長(cháng)期交易曲線(xiàn)盡可能匹配實(shí)際出力曲線(xiàn);允許不同電源品種間的合同自由轉讓?zhuān)岣唠娏χ虚L(cháng)期合同的標準化水平，提升電力中長(cháng)期市場(chǎng)的流通性。
完善輔助服務(wù)市場(chǎng)建設，充分實(shí)現靈活性調節價(jià)值
根據196號文，加強輔助服務(wù)市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)的銜接將是未來(lái)我國輔助服務(wù)市場(chǎng)建設的重點(diǎn)方向。對此，首先要豐富輔助服務(wù)產(chǎn)品品種，增加爬坡類(lèi)產(chǎn)品、系統慣量等輔助服務(wù)交易品種，滿(mǎn)足系統對于具有快速爬坡能力、調節性能良好的電源品種需求。其次，要推動(dòng)輔助服務(wù)市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)耦合，各地區要在加快推進(jìn)現貨市場(chǎng)建設的基礎上逐漸引導調峰產(chǎn)品退出，在具備條件時(shí)，試點(diǎn)開(kāi)展輔助服務(wù)市場(chǎng)與現貨市場(chǎng)聯(lián)合優(yōu)化出清機制的建設。
完善容量電價(jià)機制，積極推進(jìn)容量市場(chǎng)建設，有效體現容量?jì)r(jià)值
容量市場(chǎng)是未來(lái)我國容量補償機制發(fā)展的重要方向。在《電力現貨市場(chǎng)基本規則(試行)》中，明確要求在市場(chǎng)化容量補償機制的基礎上探索建立容量市場(chǎng)。對容量市場(chǎng)的建設應逐步推進(jìn)，在短期應著(zhù)眼于容量電價(jià)機制的完善，包括完善煤電、抽水蓄能兩部制電價(jià)，對電網(wǎng)側新型儲能電站實(shí)施容量電價(jià)制度，并且實(shí)現同種服務(wù)功能的同種定價(jià)。在長(cháng)期則需根據我國容量市場(chǎng)建設情況，適時(shí)向容量市場(chǎng)機制過(guò)渡。在容量市場(chǎng)設計方面，應根據電力調度機構確定容量需求，進(jìn)行一級容量市場(chǎng)的拍賣(mài)、開(kāi)展二級容量市場(chǎng)交易;容量合同的費用由售電公司承擔，依據其交付年在電能量市場(chǎng)中所占份額進(jìn)行結算。
暢通新能源消納渠道
暢通新能源消納渠道是推動(dòng)新能源高質(zhì)量發(fā)展的重要保障。首先應推動(dòng)新能源多渠道參與市場(chǎng)，即新能源可以直接參與現貨市場(chǎng)交易，也可采用以雙邊合同形式與售電公司或者大用戶(hù)簽署長(cháng)期購電協(xié)議，或是耦合靈活性資源作為負荷服務(wù)實(shí)體參與市場(chǎng)。其次是鼓勵新能源發(fā)電商與售電公司、大型終端用戶(hù)和保底供電主體等簽訂虛擬購電合同，對沖現貨市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險。再次，對于保障性收購的“計劃電”，應轉向政府授權合約機制，并做好計劃與市場(chǎng)的銜接。具體操作上，可以由政府授權電網(wǎng)企業(yè)或者在地方政府層面上成立專(zhuān)門(mén)的政策性國有公司，負責收購新能源保障性“計劃電”，并負責提供保底供電服務(wù)。
健全綠證制度，充分實(shí)現新能源綠色價(jià)值
2023年10月，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于做好可再生能源綠色電力證書(shū)全覆蓋工作促進(jìn)可再生能源電力消費的通知》(發(fā)改能源〔2023〕1044號)基于供給側視角，規范了綠證的適用范圍、核發(fā)、交易、管理。在此基礎上，基于需求側視角的綠證改革與相關(guān)配套機制建設將成為未來(lái)推動(dòng)綠證制度完善的又一重要舉措。
一是以強制性配額落實(shí)可再生能源消納責任制。按照國家能源局在2021年發(fā)布的《關(guān)于征求2021年可再生能源電力消納責任權重和2022~2030年預期目標建議的函》中提出的“2030年全國統一可再生能源電力消納責任權重為40%”的要求，應加快落實(shí)可再生能源電力配額制，將消納責任制壓實(shí)到售電公司等負荷服務(wù)主體，并制定與之相配套的考核和獎懲制度。
二是從國際市場(chǎng)要求、國內可再生能源消納責任制、碳排放“雙控”制度等層面健全可再生能源綠色電力證書(shū)需求體系，創(chuàng )新零碳電力證書(shū)制度。綠色電力證書(shū)是消費可再生能源屬性的電量憑證，主要用于滿(mǎn)足國內政策和國際市場(chǎng)要求。隨著(zhù)中國向碳排放“雙控”轉變，綠色電力證書(shū)可能會(huì )被大量用于核減企業(yè)碳排放量，這違背了可再生能源電力項目的環(huán)境屬性不能重復開(kāi)發(fā)的原則。因此，建議在綠色電力證書(shū)對可再生能源電力項目全覆蓋的基礎上，由國家能源局統一對核電以及“火電+CCUS”的“零碳能源”屬性進(jìn)行認證，發(fā)放“零碳電力證書(shū)”，作為企業(yè)和有關(guān)機構消費“零碳能源”的憑證。
三是加快構建全國統一的綠證交易市場(chǎng)。我國綠色電力證書(shū)二級市場(chǎng)缺失，使得在缺乏市場(chǎng)高效運行的情況下，通過(guò)強制配額的方式落實(shí)可再生能源消納的制度成本過(guò)高。應盡快放開(kāi)綠色電力證書(shū)交易二級市場(chǎng)，允許綠色電力證書(shū)在用戶(hù)之間多次交易，建設全國統一的綠色電力證書(shū)交易市場(chǎng)，促進(jìn)其在全國范圍內高效流通。
分類(lèi)施策，健全儲能發(fā)展機制
對于儲能發(fā)展，則應依據電源側儲能、電網(wǎng)側儲能及用戶(hù)側儲能在作用功能上的區別分類(lèi)施策。對于電源側儲能，“強制配儲”并非長(cháng)久之計，需要與其所配套的電源耦合，共同參與電力市場(chǎng)。例如，儲能系統可在新能源參與電力批發(fā)市場(chǎng)過(guò)程中依據現貨市場(chǎng)價(jià)格靈活地儲存或釋放電能以獲取電價(jià)差額收益，燃煤發(fā)電機組配儲可有效改善機組調頻性能。對于電網(wǎng)側儲能，抽水蓄能和大型獨立儲能電站需以?xún)刹恐齐妰r(jià)為過(guò)渡，逐步走向通過(guò)容量市場(chǎng)與輔助服務(wù)市場(chǎng)實(shí)現收益。對于用戶(hù)側儲能，其發(fā)展須由依賴(lài)補貼逐步向市場(chǎng)化方向轉變，參與需求響應和系統調節。要通過(guò)立法等方式明確分布式風(fēng)光儲聯(lián)合單元等主體的獨立市場(chǎng)地位，遵循技術(shù)中立原則，鼓勵各類(lèi)主體公平參與電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量市場(chǎng)、綠色市場(chǎng)等各類(lèi)市場(chǎng)，與發(fā)電企業(yè)、電力用戶(hù)、售電公司等經(jīng)營(yíng)主體享有平等的權利義務(wù)，同等承擔各自在各類(lèi)市場(chǎng)的經(jīng)濟責任、獨自承擔市場(chǎng)交易結果。
建立健全常態(tài)化需求響應機制
在新型電力系統中，建立常態(tài)化需求響應機制的基本思路是分時(shí)計量與分時(shí)現貨價(jià)格結合，即在精確測量不同時(shí)間段內電力消耗的基礎上，以電力現貨市場(chǎng)連續的價(jià)格信號引導用戶(hù)側資源進(jìn)行用電行為的調節。當前，我國通過(guò)實(shí)時(shí)峰谷電價(jià)等行政手段進(jìn)行需求響應引導，其本質(zhì)上仍是政府定價(jià)，有待向現貨市場(chǎng)電價(jià)轉變。由此，建議在完善峰谷電價(jià)的基礎上，隨著(zhù)電力現貨市場(chǎng)建設的推進(jìn)逐步引入現貨市場(chǎng)電價(jià)，對大用戶(hù)實(shí)行“固定電價(jià)+現貨電價(jià)”政策，實(shí)現用戶(hù)側需求響應的常態(tài)化運行。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2024年10期，
林衛斌系北京師范大學(xué)教授、中國能源研究會(huì )能源政策研究室主任，張世銘供職于北京師范大學(xué)經(jīng)濟與工商管理學(xué)院
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