贵州修文供电局电力赋能乡村多元化发展增“底气”
农网建设2023-05-19
3.立足国情：国内电改的可能方向
3.1 最艰巨能源转型之路需要明确的制度促进改革
我国面临着人类历史上最为艰巨的新能源转型之路。中国如今已经拥有全世界最大的 电力系统，2021 年我国发电量占全球比例已达到 30%，接近第二名美国的 2 倍，更重要 的是我国的用电规模仍在快速增长，2021 年我国全年新增发电量达 7552 亿千瓦时(BP 口径)，是德国 2021 年全国用电量的接近 1.3 倍，而德国总发电量从近 20 年基本维持在 稳定水平。
我国新能源转型伊始便布满荆棘。此外，受光伏组件和储能成本上涨等因素影响，2021 年、2022 年集中 式光伏装机规模分别仅为 2560 万千瓦和 3629 万千瓦，明显低于预期。风电新增装机规模 则从 2020 年开始连续三年下滑，虽然与 2020 年和 2021 年两次风电抢装有关，但仍显示 出我国新能源建设难度超过大家预期。 在这样的背景下，电力市场规则对于新能源转型至关重要。从海外国家经验教训来看， 一套合理的电力市场规则应满足以下条件： (1) 通过有效的长期信号，推动可再生能源、灵活性资源和电网的投资，拥有充足 的容量保证用电安全。(2) 促进资源的高效调度和消费，同时促进整个电力系统空间和时间上的灵活性; (3) 电力市场规则应该与电力系统的能力和安全性要求相一致，保证电网安全可靠 运行; (4) 保证电力用户用电安全性和经济性。
新能源是电力系统完成碳中和目标的核心，但并非唯一发展方向。新能源可以提供清洁 的电量支持，但由于新能源发电具有间歇性，且难以提供充足的无功、转动惯量等缺点，因 此未来的电力系统一定会需要更多的角色参与，包括储能、氢能、电网以及需求侧资源弥补 新能源的缺点。
一、 通过长期投资信号保证电力系统充足容量和灵活性
由于我国用电需求还在高速增长中，特别是用电负荷还在快速增长。2021 年和 2022 年我国最高用电负荷分别增加 1.14 亿千瓦和 1 亿千瓦，均超过德国全国的用电负荷。在目 前技术基础下，顶峰电源依然需要继续建设，根据我们测算，为了保证全国顶峰供电能力的 需求，到 2030 年煤电装机需要达到 14.8 亿千瓦，相比 2022 年底仍要增加约 3.8 亿千瓦。 在过去机制下，煤电厂收入=电价×利用小时数×发电容量，但煤电利用小时数下降是必然趋 势，收入也呈下降趋势，对煤电建设是负面信号。
此外对于储能及需求侧资源来说，虽然理论上现货确实能够使其获得商业运行的可能， 但是现货市场的收益相对来说波动较大且不确定，因此给与他们必要的长期投资信号也是必 须的。此外，明确的长期投资信号对于新技术投入商业运行给与指引，从而有效引导在新兴 技术上的资本投入。可能的举措包括： (1) 对可再生能源的支持机制。包括 a)逐渐建立碳市场、绿电交易市场，让可再 生能源获取合理的环境溢价。b)通过多样的长期购电协议来保证新能源收益 的稳定性;c)探索双向差价合约机制，避免电价过高时新能源获取过多的超 额收益等。 (2) 传统电源时代不被重视的容量价值需要得到体现。通过建立容量补偿或容量电 价机制，可以提高煤电、储能等资源建设的积极性，从而给整个电力系统提供 充足性。 (3) 电力信息需要公开透明。电力系统的运行和交易具有特殊性，电网公司不论结 构如何总是多少拥有垄断的特性，为了让电力交易能够顺畅进行，尽量降低全 社会用电成本，跟电力交易有关的信息需要透明，才能确保所有电力市场参与 者都能公平交易。此外，公开电网的相关信息也非常重要，特别是必要的网架 信息以及电网长期的规划。
二、 通过灵活的短期价格信号增加电力系统灵活性
为了提高能源系统的短期灵活性，日前、日内和实施平衡价格信号对于确保发电和用电 的有效调度、优化综合能源系统至关重要。为了满足未来灵活资源组合的需求，短期市场需 要逐步接近实时运行，采用更短的结算期，消除市场进入获取收益的障碍。
灵活的短期价格信号对于调动分散的能源和灵活性资源，特别是分布式电源、用户侧储 能、电动车、虚拟电厂、需求侧响应等具有积极意义。因为对于这些资源来说，为电力系统 提供灵活性可能并不需要过多额外的资本投入，短期价格信号的意义更加明显一些。 而从更长远的视角来看，短期价格信号对于电力系统与其他能源系统(如交通、热力、 燃气等)进行耦合互补也有积极作用。
三、通过辅助服务市场等确保电力系统有足够的资源应对风险
辅助服务本质上是弥补电力交易的局限性，大部分辅助服务需要根据电网实时运行状况 及时调用。但辅助服务同样需要建立市场，反应出电力系统对辅助服务资源的迫切性，从而 引导辅助服务资源的建设。这需要两方面的努力：a)电网公司能够对长期的辅助服务需求提 出规划;b)在此基础上市场的设计必须反映电网的实际情况和需求。
3.2 结合国情 我国电力体制改革的可能方向有哪些
如果说 2020 年双碳目标的提出是给电力行业指出了未来 40 年的发展方向，那么电改 就是电力行业迈向目标的核心推手。旧的电力体制已无法适应新的需要，改革势在必行， 过去两年电力行业面临的种种困境已经证明了这一点。 电改给电力行业带来的变革，主要在于电力行业收入端的扩容以及内部的收入再分配。 首先是电力行业收入端的整体扩容，虽然目前仅就电量成本而言，新能源在大部分地 区相比火电已经具有优势，部分地区甚至逼近水电，但由于新能源提供的容量和调节能力 相当有限，加上为保证新能源消纳和用电安全的调节和容量成本，整体而言电源侧的投资 将呈现大幅上升的态势。据我们测算为保证碳达峰、用电安全以及增加调节能力，十四五和十五五期间电源侧投资额需要进一步提高到 1 万亿以上，同时还需要投资抽水蓄能、储 能等灵活性资源，相比双碳目标提出前的 4000—5000 亿左右的量级至少翻倍以上，而电 力消费量的增长相对有限。考虑到电力资产收益率情况对电力投资持续性至关重要，因此 整个电力行业收入端的扩容也至关重要，否则会对双碳目标带来负面影响，这也是全社会 为双碳转型所必须承担的成本。
一、 陆续放开优先发电和优先购电
按照《电力中长期交易基本规则(暂行)》和《关于有序放开发用电计划的实施意见》， 优先发电的顺序为跨省跨区优先发电、保障性收购新能源、可再生能源调峰机组、二类优先 发电机组(水电、核电、余热余压余气发电等)。从电力交易的角度，优先发电和优先购电 排除在电力交易市场之外，并根据电网的预测和计算作为电力交易的边界。 从未来长期趋势来看，所有电源都要需要陆续进入电力市场进行交易，根据《电力中长 期交易基本规则(暂行)》的指导思想，进入电力市场的先后顺序应为气电、可调节水电、 核电、不可调节水电、风电及光伏。 目前我国优先购电主要包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电， 以及居民生活用电，出于公平角度，短期内这部分用电量可能不会进入电力市场，将仍执行 优先购电，那么相应的还会保持一定规模的优先发电。但由于优先发电和优先购电规模增长 可能出现明显偏差，因此也不排除后续取消优先购电而采取补贴的方式降低其用电负担的可 能。
二、 进一步放松中长期和现货市场价格限制
我国目前绝大部分地区对中长期和现货市场价格都执行了限价，普遍认为主要出于以下 几点原因：(1)中长期市场决定了全社会用电成本的水平，当前能源价格较高如果完全传 递到电力市场，可能造成用电成本大幅上升;(2)我国电力市场制度设置尚处于早期，完 全放松价格限制可能造成价格波动过大;(3)一旦放开限价可能导致部分电源产生暴利， 不符合大众对电力企业公用事业属性的定位。 但是从长期来看，限价如果长期保持，可能从全社会福利的角度会造成损害;(1)目 前价格不仅设上限还设置了下限，如果能源价格大幅下跌同样缺乏向下调节空间，可能导致 全社会用电成本不降反升;(2)价格限制导致在某些情况下无法如实反应市场供需，难以 通过价格信号有效激发保供或调节能力;(3)限价如果长期限制实际市场供需的体现，可 能导致电力投资意愿下降。
三、 辅助服务市场进一步市场化并与现货市场接轨、范围进一步扩大
我国目前辅助服务市场定价机制主要有主管部门直接规定(如南方、华东)以及有限价 的市场化报价(如西北、华北等)等形式。直接规定的形式优点是机组的目标收益较为明确， 但缺点是定价难以准确反应市场实际需求，可能导致收益率过高或过低。带限价的市场化报 价机制比直接定价更灵活，但也难以完全反应市场需求。 因此预计后续辅助服务市场也会逐渐市场化并逐渐引入专门的辅助服务提供商，且部分 辅助服务将与现货市场一起联合定价或出清，以保证辅助服务市场准确定价，并引入更多的 市场化主体参与使得电力系统更加灵活、可靠。
四、 陆续执行容量电价，并逐渐向容量市场过渡
煤电：煤电仍然是我国目前最主要的电源类型，后续煤电在极端情况下的保供以及调节 方面将发挥重要的作用，我国用电负荷仍将保持一段时间增长，煤电机组建设需求还在。但 后续煤电整体利用小时数逐渐下降已成趋势，部分机组可能需要改造保持较低出力为新能源 让出发电空间，在低利用小时数下保持合理收益对现有煤电机组稳定运行、提升新建机组建 设意愿都有重要意义。我们预计后续煤电有望陆续实行容量电价，新能源消纳压力较大以及 缺电压力较大的省份有望率先出台。 储能：新型储能也存在给与容量电价的可能性，但与煤电不同，新型储能能够提供的容 量有时间限制(取决于配储时长)，因此预计在获取容量电价时相比于煤电会有所折扣。 新能源：理论上来说，新能源(包括光伏、光热、风电等)也可以提供一定程度的容量 (风电和光伏相对较少，光热相对较多)，因此也可以获取容量电价，这在国外部分地区是 被允许的。
五、 短期内输配分离可能性较小但交叉补贴问题需要解决
就我国国情来看，虽然 2002 年电改 5 号文提出了“输配分离”的目标，但从实际执 行情况来看，输配分离甚至没有迈出真正的一步。虽然欧洲的实际情况是输配分离(即分 为 TSO 和 DSO)，但目前来我国短期内实现输配分离的可能性不大。原因有以下几点： (1) 我国 2015 年后才开始输配电价改革，到目前第三监管周期结束，整体上来看 基本完成了“管住中间”的目标，对电力市场化初步开展已无明显阻碍; (2) 欧洲虽然有大大小小数千家 DSO，且其所有制多种多样，但再小的 DSO 在其 管辖的地域都有排他性，属于垄断性企业。因此欧洲对 DSO 均进行了严格的 监管，上中下游一体化经营受到限制，在财务、管理、法律等几个层面有严格 的约束和要求。 (3) 在电力市场充分建立后，电网只需要负责平衡服务以及按实际发生的电量收取 输配电价即可，电力供需均由市场决定，理论上电价高低与电网并无直接利益 关系，且当前较为发达的数字化和互联网技术，让客户、售电商、发电企业对 接十分容易，因此判断输配分离当下并无迫切性需求。
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