3.立足國情：國內(nèi)電改的可能方向

　　3.1 最艱巨能源轉(zhuǎn)型之路需要明確的制度促進改革

　　我國面臨著人類歷史上最為艱巨的新能源轉(zhuǎn)型之路。中國如今已經(jīng)擁有全世界最大的 電力系統(tǒng)，2021 年我國發(fā)電量占全球比例已達到 30%，接近第二名美國的 2 倍，更重要 的是我國的用電規(guī)模仍在快速增長，2021 年我國全年新增發(fā)電量達 7552 億千瓦時(BP 口徑)，是德國 2021 年全國用電量的接近 1.3 倍，而德國總發(fā)電量從近 20 年基本維持在 穩(wěn)定水平。

　　我國新能源轉(zhuǎn)型伊始便布滿荊棘。此外，受光伏組件和儲能成本上漲等因素影響，2021 年、2022 年集中 式光伏裝機規(guī)模分別僅為 2560 萬千瓦和 3629 萬千瓦，明顯低于預(yù)期。風(fēng)電新增裝機規(guī)模 則從 2020 年開始連續(xù)三年下滑，雖然與 2020 年和 2021 年兩次風(fēng)電搶裝有關(guān)，但仍顯示 出我國新能源建設(shè)難度超過大家預(yù)期。 在這樣的背景下，電力市場規(guī)則對于新能源轉(zhuǎn)型至關(guān)重要。從海外國家經(jīng)驗教訓(xùn)來看， 一套合理的電力市場規(guī)則應(yīng)滿足以下條件： (1) 通過有效的長期信號，推動可再生能源、靈活性資源和電網(wǎng)的投資，擁有充足 的容量保證用電安全。(2) 促進資源的高效調(diào)度和消費，同時促進整個電力系統(tǒng)空間和時間上的靈活性; (3) 電力市場規(guī)則應(yīng)該與電力系統(tǒng)的能力和安全性要求相一致，保證電網(wǎng)安全可靠 運行; (4) 保證電力用戶用電安全性和經(jīng)濟性。

　　新能源是電力系統(tǒng)完成碳中和目標(biāo)的核心，但并非唯一發(fā)展方向。新能源可以提供清潔 的電量支持，但由于新能源發(fā)電具有間歇性，且難以提供充足的無功、轉(zhuǎn)動慣量等缺點，因 此未來的電力系統(tǒng)一定會需要更多的角色參與，包括儲能、氫能、電網(wǎng)以及需求側(cè)資源彌補 新能源的缺點。

　　一、 通過長期投資信號保證電力系統(tǒng)充足容量和靈活性

　　由于我國用電需求還在高速增長中，特別是用電負荷還在快速增長。2021 年和 2022 年我國最高用電負荷分別增加 1.14 億千瓦和 1 億千瓦，均超過德國全國的用電負荷。在目 前技術(shù)基礎(chǔ)下，頂峰電源依然需要繼續(xù)建設(shè)，根據(jù)我們測算，為了保證全國頂峰供電能力的 需求，到 2030 年煤電裝機需要達到 14.8 億千瓦，相比 2022 年底仍要增加約 3.8 億千瓦。 在過去機制下，煤電廠收入=電價×利用小時數(shù)×發(fā)電容量，但煤電利用小時數(shù)下降是必然趨 勢，收入也呈下降趨勢，對煤電建設(shè)是負面信號。

　　此外對于儲能及需求側(cè)資源來說，雖然理論上現(xiàn)貨確實能夠使其獲得商業(yè)運行的可能， 但是現(xiàn)貨市場的收益相對來說波動較大且不確定，因此給與他們必要的長期投資信號也是必 須的。此外，明確的長期投資信號對于新技術(shù)投入商業(yè)運行給與指引，從而有效引導(dǎo)在新興 技術(shù)上的資本投入。可能的舉措包括： (1) 對可再生能源的支持機制。包括 a)逐漸建立碳市場、綠電交易市場，讓可再 生能源獲取合理的環(huán)境溢價。b)通過多樣的長期購電協(xié)議來保證新能源收益 的穩(wěn)定性;c)探索雙向差價合約機制，避免電價過高時新能源獲取過多的超 額收益等。 (2) 傳統(tǒng)電源時代不被重視的容量價值需要得到體現(xiàn)。通過建立容量補償或容量電 價機制，可以提高煤電、儲能等資源建設(shè)的積極性，從而給整個電力系統(tǒng)提供 充足性。 (3) 電力信息需要公開透明。電力系統(tǒng)的運行和交易具有特殊性，電網(wǎng)公司不論結(jié) 構(gòu)如何總是多少擁有壟斷的特性，為了讓電力交易能夠順暢進行，盡量降低全 社會用電成本，跟電力交易有關(guān)的信息需要透明，才能確保所有電力市場參與 者都能公平交易。此外，公開電網(wǎng)的相關(guān)信息也非常重要，特別是必要的網(wǎng)架 信息以及電網(wǎng)長期的規(guī)劃。

　　二、 通過靈活的短期價格信號增加電力系統(tǒng)靈活性

　　為了提高能源系統(tǒng)的短期靈活性，日前、日內(nèi)和實施平衡價格信號對于確保發(fā)電和用電 的有效調(diào)度、優(yōu)化綜合能源系統(tǒng)至關(guān)重要。為了滿足未來靈活資源組合的需求，短期市場需 要逐步接近實時運行，采用更短的結(jié)算期，消除市場進入獲取收益的障礙。

　　靈活的短期價格信號對于調(diào)動分散的能源和靈活性資源，特別是分布式電源、用戶側(cè)儲 能、電動車、虛擬電廠、需求側(cè)響應(yīng)等具有積極意義。因為對于這些資源來說，為電力系統(tǒng) 提供靈活性可能并不需要過多額外的資本投入，短期價格信號的意義更加明顯一些。 而從更長遠的視角來看，短期價格信號對于電力系統(tǒng)與其他能源系統(tǒng)(如交通、熱力、 燃氣等)進行耦合互補也有積極作用。

　　三、通過輔助服務(wù)市場等確保電力系統(tǒng)有足夠的資源應(yīng)對風(fēng)險

　　輔助服務(wù)本質(zhì)上是彌補電力交易的局限性，大部分輔助服務(wù)需要根據(jù)電網(wǎng)實時運行狀況 及時調(diào)用。但輔助服務(wù)同樣需要建立市場，反應(yīng)出電力系統(tǒng)對輔助服務(wù)資源的迫切性，從而 引導(dǎo)輔助服務(wù)資源的建設(shè)。這需要兩方面的努力：a)電網(wǎng)公司能夠?qū)﹂L期的輔助服務(wù)需求提 出規(guī)劃;b)在此基礎(chǔ)上市場的設(shè)計必須反映電網(wǎng)的實際情況和需求。

　　3.2 結(jié)合國情 我國電力體制改革的可能方向有哪些

　　如果說 2020 年雙碳目標(biāo)的提出是給電力行業(yè)指出了未來 40 年的發(fā)展方向，那么電改 就是電力行業(yè)邁向目標(biāo)的核心推手。舊的電力體制已無法適應(yīng)新的需要，改革勢在必行， 過去兩年電力行業(yè)面臨的種種困境已經(jīng)證明了這一點。 電改給電力行業(yè)帶來的變革，主要在于電力行業(yè)收入端的擴容以及內(nèi)部的收入再分配。 首先是電力行業(yè)收入端的整體擴容，雖然目前僅就電量成本而言，新能源在大部分地 區(qū)相比火電已經(jīng)具有優(yōu)勢，部分地區(qū)甚至逼近水電，但由于新能源提供的容量和調(diào)節(jié)能力 相當(dāng)有限，加上為保證新能源消納和用電安全的調(diào)節(jié)和容量成本，整體而言電源側(cè)的投資 將呈現(xiàn)大幅上升的態(tài)勢。據(jù)我們測算為保證碳達峰、用電安全以及增加調(diào)節(jié)能力，十四五和十五五期間電源側(cè)投資額需要進一步提高到 1 萬億以上，同時還需要投資抽水蓄能、儲 能等靈活性資源，相比雙碳目標(biāo)提出前的 4000—5000 億左右的量級至少翻倍以上，而電 力消費量的增長相對有限?？紤]到電力資產(chǎn)收益率情況對電力投資持續(xù)性至關(guān)重要，因此 整個電力行業(yè)收入端的擴容也至關(guān)重要，否則會對雙碳目標(biāo)帶來負面影響，這也是全社會 為雙碳轉(zhuǎn)型所必須承擔(dān)的成本。

　　一、 陸續(xù)放開優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電

　　按照《電力中長期交易基本規(guī)則(暫行)》和《關(guān)于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》， 優(yōu)先發(fā)電的順序為跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電、保障性收購新能源、可再生能源調(diào)峰機組、二類優(yōu)先 發(fā)電機組(水電、核電、余熱余壓余氣發(fā)電等)。從電力交易的角度，優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電 排除在電力交易市場之外，并根據(jù)電網(wǎng)的預(yù)測和計算作為電力交易的邊界。 從未來長期趨勢來看，所有電源都要需要陸續(xù)進入電力市場進行交易，根據(jù)《電力中長 期交易基本規(guī)則(暫行)》的指導(dǎo)思想，進入電力市場的先后順序應(yīng)為氣電、可調(diào)節(jié)水電、 核電、不可調(diào)節(jié)水電、風(fēng)電及光伏。 目前我國優(yōu)先購電主要包括一產(chǎn)用電，三產(chǎn)中的重要公用事業(yè)、公益性服務(wù)行業(yè)用電， 以及居民生活用電，出于公平角度，短期內(nèi)這部分用電量可能不會進入電力市場，將仍執(zhí)行 優(yōu)先購電，那么相應(yīng)的還會保持一定規(guī)模的優(yōu)先發(fā)電。但由于優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電規(guī)模增長 可能出現(xiàn)明顯偏差，因此也不排除后續(xù)取消優(yōu)先購電而采取補貼的方式降低其用電負擔(dān)的可 能。

　　二、 進一步放松中長期和現(xiàn)貨市場價格限制

　　我國目前絕大部分地區(qū)對中長期和現(xiàn)貨市場價格都執(zhí)行了限價，普遍認為主要出于以下 幾點原因：(1)中長期市場決定了全社會用電成本的水平，當(dāng)前能源價格較高如果完全傳 遞到電力市場，可能造成用電成本大幅上升;(2)我國電力市場制度設(shè)置尚處于早期，完 全放松價格限制可能造成價格波動過大;(3)一旦放開限價可能導(dǎo)致部分電源產(chǎn)生暴利， 不符合大眾對電力企業(yè)公用事業(yè)屬性的定位。 但是從長期來看，限價如果長期保持，可能從全社會福利的角度會造成損害;(1)目 前價格不僅設(shè)上限還設(shè)置了下限，如果能源價格大幅下跌同樣缺乏向下調(diào)節(jié)空間，可能導(dǎo)致 全社會用電成本不降反升;(2)價格限制導(dǎo)致在某些情況下無法如實反應(yīng)市場供需，難以 通過價格信號有效激發(fā)保供或調(diào)節(jié)能力;(3)限價如果長期限制實際市場供需的體現(xiàn)，可 能導(dǎo)致電力投資意愿下降。

　　三、 輔助服務(wù)市場進一步市場化并與現(xiàn)貨市場接軌、范圍進一步擴大

　　我國目前輔助服務(wù)市場定價機制主要有主管部門直接規(guī)定(如南方、華東)以及有限價 的市場化報價(如西北、華北等)等形式。直接規(guī)定的形式優(yōu)點是機組的目標(biāo)收益較為明確， 但缺點是定價難以準(zhǔn)確反應(yīng)市場實際需求，可能導(dǎo)致收益率過高或過低。帶限價的市場化報 價機制比直接定價更靈活，但也難以完全反應(yīng)市場需求。 因此預(yù)計后續(xù)輔助服務(wù)市場也會逐漸市場化并逐漸引入專門的輔助服務(wù)提供商，且部分 輔助服務(wù)將與現(xiàn)貨市場一起聯(lián)合定價或出清，以保證輔助服務(wù)市場準(zhǔn)確定價，并引入更多的 市場化主體參與使得電力系統(tǒng)更加靈活、可靠。

　　四、 陸續(xù)執(zhí)行容量電價，并逐漸向容量市場過渡

　　煤電：煤電仍然是我國目前最主要的電源類型，后續(xù)煤電在極端情況下的保供以及調(diào)節(jié) 方面將發(fā)揮重要的作用，我國用電負荷仍將保持一段時間增長，煤電機組建設(shè)需求還在。但 后續(xù)煤電整體利用小時數(shù)逐漸下降已成趨勢，部分機組可能需要改造保持較低出力為新能源 讓出發(fā)電空間，在低利用小時數(shù)下保持合理收益對現(xiàn)有煤電機組穩(wěn)定運行、提升新建機組建 設(shè)意愿都有重要意義。我們預(yù)計后續(xù)煤電有望陸續(xù)實行容量電價，新能源消納壓力較大以及 缺電壓力較大的省份有望率先出臺。 儲能：新型儲能也存在給與容量電價的可能性，但與煤電不同，新型儲能能夠提供的容 量有時間限制(取決于配儲時長)，因此預(yù)計在獲取容量電價時相比于煤電會有所折扣。 新能源：理論上來說，新能源(包括光伏、光熱、風(fēng)電等)也可以提供一定程度的容量 (風(fēng)電和光伏相對較少，光熱相對較多)，因此也可以獲取容量電價，這在國外部分地區(qū)是 被允許的。

　　五、 短期內(nèi)輸配分離可能性較小但交叉補貼問題需要解決

　　就我國國情來看，雖然 2002 年電改 5 號文提出了“輸配分離”的目標(biāo)，但從實際執(zhí) 行情況來看，輸配分離甚至沒有邁出真正的一步。雖然歐洲的實際情況是輸配分離(即分 為 TSO 和 DSO)，但目前來我國短期內(nèi)實現(xiàn)輸配分離的可能性不大。原因有以下幾點： (1) 我國 2015 年后才開始輸配電價改革，到目前第三監(jiān)管周期結(jié)束，整體上來看 基本完成了“管住中間”的目標(biāo)，對電力市場化初步開展已無明顯阻礙; (2) 歐洲雖然有大大小小數(shù)千家 DSO，且其所有制多種多樣，但再小的 DSO 在其 管轄的地域都有排他性，屬于壟斷性企業(yè)。因此歐洲對 DSO 均進行了嚴(yán)格的 監(jiān)管，上中下游一體化經(jīng)營受到限制，在財務(wù)、管理、法律等幾個層面有嚴(yán)格 的約束和要求。 (3) 在電力市場充分建立后，電網(wǎng)只需要負責(zé)平衡服務(wù)以及按實際發(fā)生的電量收取 輸配電價即可，電力供需均由市場決定，理論上電價高低與電網(wǎng)并無直接利益 關(guān)系，且當(dāng)前較為發(fā)達的數(shù)字化和互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)，讓客戶、售電商、發(fā)電企業(yè)對 接十分容易，因此判斷輸配分離當(dāng)下并無迫切性需求。