The possibility of establishing a new capacity payment for power plants has been under debate in China for years. If well-designed and open to competing clean-energy resources, a capacity payment mechanism could be a workable part of a broad power… View Summary +

近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《电力现货市场基本规则（试行）》，为全国各地区现货市场的建立起到了关键性的指导作用。在现货市场运行日渐成熟的情况下，国家发展改革委在2021年提出的“有序放开全部燃煤发电电量上网电价” 的概念值得继续完善，从而为现货市场的发展起到更好地协调和支撑作用。而继续当前的煤电上网电价机制可能会削弱系统可靠性，增加成本，甚至会减缓清洁能源转型的步伐。 煤电机组的补偿机制应当以现货市场为主，中长期市场为辅。具体来说，应当进一步落实国家发展改革委在2021年提出的计划，“有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围”，甚至更进一步，完全取消“基准价+上下浮动”机制。这当然并不是说所有中长期交易都应该被取消，而是取消中长期交易行政定价的限制。在新的机制中，中长期交易仍能够以金融合约的形式扮演重要角色，为现货市场的价格波动提供风险对冲服务，但协调各类电力资源、补偿运行行为和投资的主要平台应该是现货市场。 回望2021年，可以从全国范围内的“停电潮”中看出煤电上网电价机制的一些问题。2021年初，煤价显著上涨，然而当时的煤电上网电价机制难以及时地反映燃料成本价格以及市场供需的变化。因此，年中有许多煤电站都陷入了“发一度，亏一度”的境地，影响了它们的发电意愿，致使多地在发电容量足够甚至过剩的情况下仍产生了供电困难。整体而言，目前的煤电上网电价机制无法灵活反映系统情况的快速变化。这些情况并不仅仅包括上述的燃料煤价格，还包括可再生能源出力的波动性等。 在2021年的电力危机之后，国家发展改革委将上下浮动的范围放宽为20%，且高耗能企业不受价格上限限制。这一举措无疑有利于新能源系统的发展。然而， “基准价+上下浮动”机制也许并非是一个一劳永逸的解决方案。比如，价格上下限的设置仍然可能会削弱电力系统的灵活性，使其无法有效地按照日内以及每小时的系统情况变化进行调整，而随着风电及光伏发电比例的迅速增加，对新型电力系统所应具备的灵活性要求也越来越高。相比之下，现货市场能够鼓励包括煤电在内的各类资源更有效、灵活地进行调整。 当煤电上网电价完全放开后，如何为必要的煤电机组提供足额补偿，以确保电力系统稳定运行？为达成双碳目标，在未来的几十年中煤电容量必然要逐渐减少，但是为了确保系统的可靠性，仍有一小部分煤电容量需要在市场中回收成本。国际经验和分析表明，设计良好的现货市场可以支持合理的容量成本回收。然而在必要时，也可以通过实行容量市场来补充一部分容量成本。不过前提是容量市场的设计必须严格控制补偿的条件。首先，容量资源竞标应当公平面向所有资源（例如能效和虚拟电厂）；其次，采购多少容量资源应由科学透明的系统可靠性分析决定；最后，政策标准（例如空气质量标准和排放标准）也应该成为容量补偿资格的考量。 当煤电上网电价完全放开后，工商业用户如何承受现货市场的价格波动？正如在其他国家一样，包括零售商在内的市场参与者可以用中长期合同来缓解价格波动影响并规避风险。这样一来，终端用户就可以缓解电力批发市场价格波动带来的影响。此外，一些国家也推出了一些补贴项目来缓解部分工商业用户在电价高涨期间的压力，比如税收减免，甚至是对受损失严重企业的直接补偿。舒缓用户价格压力的其他手段还有许多，但无论如何，一个重要的原则是要让价格信号发挥指导资源配置的作用。 中国电力行业改革到了一个关键的阶段，传统的定价机制正和如今的市场机制发生新的联结和碰撞。本文从当前的煤电上网电价对能源转型的束缚出发，指出了目前上网电价的根本问题在于无法灵活地反映快速变化的系统情况，而现货市场的价格信号可以有效解决这一问题。随着现货市场的成熟，电力系统的灵活性也会得到进一步的提升。如何更好的完善价格形成机制，并和市场机制有机结合，是电改目前的一大难题，需要从规则、机制、观念等多角度同时发力。… View Summary +

自2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（《通知》）以来，全国各省都积极响应了国家号召。截止到2023年1月，全国32个省级行政区都已经逐渐推出了符合地方负荷及电力资源特性的分时电价（云南、福建处于征求意见阶段）。如此大规模地在全国范围内推广分时电价，中国已在施行范围内走在了世界前列。除此之外，各省也按照《通知》的指示，扩大峰谷比，并且个别省份（如广西）会根据省内电力系统情况，灵活调整分时电价执行。以上几点都能够看出，中国的分时电价整体来看在朝着不断完善的方向发展。 然而，分时电价的成效取决于实施细节。一个研究对美国国内163个试点时变电价设计（time-varying rate design）的结果进行了总结，其中63个采用了分时电价设计（这里的时变电价指的是一切随时间变化的电价定价方法。平时我们所说的分时电价只是时变电价的一种，还有包括实时电价(Real-time pricing)在内的其他定价方法）。 这些分时电价试点的成效不一，其中效果最好的能达到近40%的尖峰负荷削减，而另外一小部分试点则仅有十分微弱的效果。诚然，中国和美国分时电价项目的设计细节有许多不同，不能一概而论。不过也可以从这些效果不一的分时电价试点中得出一个通用的结论：分时电价成效重在细节。对实施情况进行跟踪、总结、改良，是完善分时电价必不可少的步骤。分时电价的广泛推行虽是一个很好的开始，但若要达到《通知》中所构想的“削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳”等目的，还需要不懈的努力。本文结合中国国情，为进一步完善分时电价提出了一些可参考的建议。 在短期内很容易改进的一点是：在制定分时电价时，应主要考虑净负荷而非负荷。汇总目前各省级行政区颁布的有关分时电价的通知，目前设计分时电价的出发点大多是对负荷曲线的重塑——这是一个很好的开端。然而，随着光伏与风电容量的增加，系统压力最大的时候不再是负荷最高的时候，而是净负荷（负荷减去风、光出力）最高的时候。其中最典型的例子就是“鸭子曲线”(Duck Curve)。“鸭子曲线“得名于在风光渗透率高的地区，其日间负荷曲线形似鸭子：在白天由于光伏出力，净负荷较低，而傍晚时分在居民用电量骤增和光伏出力渐出的双重压力下，峰值负荷发电厂需要在很短时间内快速爬坡，导致系统供需趋于紧张。若要能够更好地舒解系统此时的压力，分时电价时段及峰谷比应当反映净负荷的变化。有一些风、光资源较多的省份已经在使用净负荷作为分时电价的主要考量，这些变化会使得分时电价的设计得以更好地适应新能源较丰富的电力系统。图一为加州独立系统运营商“鸭子曲线”。 Lazar J. (2016). Teaching the “Duck” to Fly (Second Edition).睿博能源智库. https://www.raponline.org/knowledge-center/teaching-the-duck-to-fly-second-edition/ 从中长期来看，分时电价的设计根据可以从（净）负荷更进一步，转至全面系统边际成本。前文中提到的以净负荷为设计依据有助于解决新能源系统带来的一些挑战，而以全面系统边际成本作为设计依据则会最大程度地发掘分时电价巨大的未开发价值，包括加强电力系统可靠性，降低系统成本，以及促进可再生能源的消纳。 “全面系统边际成本”这一概念所强调的原则是：在考虑系统边际成本时，不仅仅需要考虑短期成本（如电能量成本），更应该全方位地考虑可规避的长期成本（如电力资源容量及输配电容量成本）。电力资源容量成本和输配电容量成本仅靠市场虽然很难直接确定，但这些容量成本在一些情况下可以占到成本的大部分——充分考虑这部分可避免的成本才能使分时电价的价值得到最大程度的体现。一个电力系统的发电站和电力输配线并不是按照系统的平均负荷建造的，而是为了满足该系统的尖峰负荷。如果分时电价的设计可以考虑到压低尖峰负荷所避免的电力资源及输配线建造成本，峰谷比就可以进一步合理拉大，最大程度地发挥分时电价的价值。 图2. 2022年加州全面系统边际成本细项（小时平均成本） 图 2: 每小时的数值取全年每天中该小时的平均值. 来源：Source: California Public Utilities Commission 2022 Avoided Cost Calculator. View Summary +