中国在朝着放开电力批发市场的方向稳步前行。谨慎地实施运行调度以及电价改革，改善了电力体系的运行效率，揭示了低成本、零碳排放的可再生能源的真实价值，并提高了系统的总体可靠性。 然而，挑战依旧存在。其中一点尤为特殊，即如何为各受益者公平地分摊及回收输电成本。这个问题没有完美的解决方案，也很容易搞砸。制定正确的（或者至少大部分正确的）输电价格是解决问题的关键，如果这一点没做好，就会削弱其他市场改革的效力，而这些改革对经济效率和低碳转型是非常必要的。 1965年11月，加拿大东部和美国东北部大部分地区停电，这之后社会上便流传着一个或真或假关于电网故障的故事。当时，3000万人断电13个小时，经济停滞不前，民众对失去公共安全的恐惧激增。加拿大的一条输电线路因设备故障而离线，导致一系列的输电线路负荷过载，最终无法运行。防止重蹈覆辙成为当年闹得满城风雨的政治事件。不过，几天后发生的事情则可能只是传言。 传言是这么说的：电力恢复后，美国总统林登·约翰逊召集了该地区所有电力公司（几乎都是投资者所有）的首席执行官来华盛顿特区，商讨如何确保这样的灾难不会再次发生。在一群身着深灰色西装的男人指指点点，支支吾吾，推脱责任后，约翰逊红着脸，拳头砰地一声砸在桌子上，冲他们说道，除非问题很快得到解决，否则他将接管“这些该死的公司”并将其合并成一个国有电力机构。 高管们匆匆离去。此后五年左右的时间里，东北地区电力系统进行了深度改革。这是“紧密型电力库”（tight power pools）时代的开始——新英格兰、纽约、宾夕法尼亚-新泽西-马里兰(PJM)——其特点是电力公司共享发电和输电资产，由中央系统运行商管理，负责确保系统安全(实时可靠性)和资源充足(长期投资的充足性)。通过让可靠性成为一种共同的责任，即通过扩大需要管理的发电和输电资源组合，分散风险，这样总成本降低了，系统范围停电的可能性也大大降低了。 这些“紧密型电力库”就是如今竞争激烈的批发市场和监管这些市场的区域输电组织(RTO)的前身。这些实体的一个关键组成部分——也许是最关键的部分——是它们共享的公平开放的输电系统。使其可行的关键是设定输电网络服务价格从而回收这些输电资产的总成本，并且所有参与者为输电网络服务支付相应的价格。 这就是诀窍所在。服务于RTO的输电系统资产可能由不止一个公司拥有——事实上是许多公司——但它们被视为属于一个所有者，并由一个所有者运行。每个人为使用大电网支付相应的价格；但是他们支付多少取决于他们在电网总负荷中所占份额(通常以同时峰值负荷需求的兆瓦数来衡量，但在某些情况下，也以兆瓦时来衡量)。这被称为一个地区的负荷分担比率，通常由负荷服务实体(例如，电力购买者)支付。对于满足低于一定电压阈值需求(例如345 kV)的电网资产，通常全部由其所在地区的负荷服务实体支付，除非有人认为这些资产对整个系统的可靠性起着必要作用。 尽管这些听起来简单明了，一旦有了对新输电设备的需求，这就会变得复杂起来。新发电机组的并网，通常由发电商支付，被称之为“参与者资金”，这可用来涵盖电网升级的成本，而如果没有新的发电资源，则不需要产生这些成本。但这其中也有细微差别，比如需要投资来满足负荷增长或国家政策的要求。这些成本是全部还是部分应由系统所有用户或部分用户承担，取决于谁造成了这些成本以及谁从中受益。 “成本产生者”应支付的原则源于经济学理论和公平观念。而且，一般来说，收益遵循成本因果关系：产生成本的人通常是从中受益的人。但情况并非总是如此，这就是成本分摊问题有时难以解决的地方，特别是在碳排放受限的世界里，电力系统的需求和使用都在不断演化。 其实没有简单的公式。在约翰逊总统敲桌子之后的50年里，美国州和联邦监管机构已经数百次修改和完善了输电成本分摊和定价规则。如今，为应对气候挑战、可变可再生资源的投资增加，相关规则正再次受到审查。联邦能源管理委员会(FERC)已经与各州监管机构联合成立了一个输电价格工作小组来处理这些棘手的问题。预计将在2022年晚些时候提出改革建议。 这对中国有什么有益启示吗? 答案是肯定的。如果跨省输电服务是按每千瓦时收取的，而大电网的电力传输必须经过每个省的输电，那么就会出现两个缺点。其一，它对可用输电容量的使用施加了不经济的成本。也就是说，它不当地反映了未使用的输电容量的价值，从而阻碍了各省之间本来有经济性的电力交易。第二，阻碍了按经济调度原则对整个区域电网进行调度。 一种类似于美国区域输电组织的方法能解决这些问题。可以在全国建立一些这样的区域实体，每个都有一套统一的区域规则来分摊区域输电成本，一个统一的区域输电规划过程，一个单一的区域系统运行商和一个单一的区域市场运行商(这些不一定在同一个机构内)来监管一个统一的区域市场(请点击“规划投资如何与市场衔接”，“广东现货市场如何进阶”，以及“南方区域市场怎么建”。了解我们对此议题与中国南方电网地区相关的深入讨论)。 RTO式的方法认识到区域输电对整个区域是有益的。根据峰值负荷的分担份额，按月或按年将输电成本分摊给该地区所有省级电网公司(最终分配给所有用户)。或者，可以按照一个公司每月总电量消耗(MWh)相对于该地区总电量消耗的函数来分摊成本。关键是不以固定每千瓦时输电价格和交易量为基础回收成本。这将大大有助于确保输电成本不会掩盖不同省份不同发电资源的相对运营成本。这将意味着，输电成本的分摊和回收将与区域电网的经济调度分开。 最终，消费者将支付这些成本。通过被纳入每个省级电网公司的准许输电成本(输电“收入要求”)，这些成本将在省级电网公司让客户支付的输配电价中回收。省级政府可以像目前一样，在中央政府批准的情况下，继续负责制定和设计输配电价。 改革输电成本分摊和回收，可令在更广阔的地域范围内进行经济调度成为可能，这将为中国的家庭和企业带来深远而直接的利益。同时，电网可以更容易，成本也更低地消纳大量可变可再生资源。与世界其他地区的情况一样，这将需要一个不断审查和完善的过程。随着使用新方法的经验的增长，人们也将准备好迎接新的挑战，诸如设计输电阻塞收费和金融输电权。这些都是未来需要讨论的，当前要为今后铺路而打好基础。 本文首发于《南方能源观察》… View Summary +

中国的风能和太阳能装机容量仍居世界领先地位，总装机容量超过500吉瓦。此外，中国承诺在2030年前达到碳排放峰值，并在2060年前实现碳中和，为此，中国制定了到2030年，风能和太阳能发电总装机容量达到1200吉瓦，即从2020年起每年新增约80吉瓦可再生能源发电的目标。由此，电网公司也面临着更多风能和太阳能并网所带来的挑战。尽管每个国家的政策、机制和技术情况不尽相同，随着可再生能源的渗透率提高，世界各地的电网运行商和政策制定者将面临类似的挑战。中国已经在消纳风能和太阳能发电方面取得了令人印象深刻的进展，但正如一些研究中提到的，要确保所有这些机制良好地协同工作，还有很多工作要做。 世界各地应对这些挑战的一个基本方法，对中国来说也同样至关重要，那就是建立更多的区域市场，脱离以省为单位的调度方式并向区域经济调度过渡。区域经济调度是指以最小化短期运行成本（理想情况下包括排放的社会成本）为目的运行区域电力系统。在一些地区，如中国西北地区，基于省级的电力调度意味着各省级调度中心在更大地理范围平衡可再生能源和水力发电的作用会受限。 在有充足输电能力的前提下，区域经济调度将促进发电边际成本较低的省份向发电边际成本较高的省份输出电力。特别是，区域经济调度将在更大的范围内平衡风能和太阳能发电，减少这些资源的总体可变性和不确定性，并利用负荷和其他发电资源的多样性优势。这也将有助于减少可再生能源弃电，并以低排放低成本的方式帮助管理和预防缺电。 一、区域市场模式有效缓解市场矛盾 随着中国迈向具有更大跨省输电能力的区域市场，可以借鉴美国的区域市场（RTO）模式。这种模式包括日前和实时电能量和辅助服务市场，区域经济调度，以及所有资源公平竞争的指导原则。南方电网地区已率先开展“区域市场”建设，尽管有关该市场将如何发展的许多细节似乎仍在考量中。与此同时，在中国其他地区，如可再生能源资源丰富的西北地区，区域市场一体化也是一个非常重要的议题。 向区域市场和区域经济调度转变，无论是通过RTO还是类似的模式，都将以多种形式为中国带来实质性的利益：降低运行成本，减少运行备用容量，提高现有输电资产的利用率，通过协调计划发电机组维护和停机以及实时管理电频和电压，提高系统可靠性，完善系统规划。在这里，我们基于美国一些RTO的研究，提供一小部分可获得利益的样本。 首先，通过向RTO结构过渡，可以实现的一个好处是，不再对每笔输电交易收取每千瓦时或每千瓦的输电费用，而是按月或年向所有省级电网公司分摊输电成本。例如，在中国，电力输入省份每输入1千瓦时通常需支付“元/千瓦时”的输电价格。这种每千瓦时的交易费用对参与者之间的电力交易造成了障碍，而若无此交易费用电力交易本来可以具有经济性。从基于交易的输电费用向省级电网公司收取月度或年度输电费用的转变，避免了这一问题，与区域经济调度的转变更相符。 尽管与中国略有不同，美国也有输电交易费用阻碍市场参与者之间进行更多电力交易的经验。在目前覆盖美国约三分之二地区的RTO成立之前，电力公司管理各自的服务区域，导致很高的交易成本。跨越一个以上电力公司服务区域的交易被评估收取单独的输电费用，这种做法被称为“摊大饼电价”（pancaked rates），随着更多的输电系统参与进来，成本迅速叠加。不出所料，这样的输电费用阻碍了电力公司之间进行电力交易。此外，电力公司留出了5%～25%的现有输电容量，以支持这些双边交易，而这些预留容量往往没有得到充分利用。在美国西部和东南部的部分地区，这种做法仍然存在。 所有这些问题在RTO运行的区域市场都不复存在。按RTO输电成本分摊方法，输电被视为一项公共利益，由所有参与者按“美元/千瓦”的接入费用支付，不与单个交易挂钩。“摊大饼”式的输电费用根本不存在，随着交易成本的降低，各方之间的电力交易——包括跨更大地理区域的电力交易大幅增加。RTO的日前和实时电能量市场接受参与者的投标，并在安全限制的基础上进行区域调度，输电资产得到更充分的利用。 二、区域能源调度降低了经济与环境成本 中陆独立系统运行商（The Midcontinental Independent System Operator，简称MISO ）是一家业务覆盖美国15个州以及加拿大马尼托巴省的RTO，据估计，2020年，区域经济调度为其成员节省了3.29～3.63亿美元，而输电可用性的改善又为他们节省了2.88～3.13亿美元。类似地，服务于13个州和哥伦比亚特区的PJM发现，区域调度每年可节省6亿美元的成本。这些估计未包含区域经济调度所带来的环境效益，例如减排量。这些效益会在未来几年到几十年随着越来越多的可再生能源并网而大幅增加。 在较大范围内的系统运行还可带来其他效益，因为不仅风能和太阳能的可变性降低了，电力需求的可变性也降低了。由于供需两侧可变性的降低，确保电力系统可靠性所需的备用容量则相应减少。2020年，涵盖14个州的西南电力池（Southwest Power Pool，简称SPP）… View Summary +

国家发改委最近发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》中（以下简称“通知”），包括了对尚未建立电力现货市场省份的指示。对于这些省份，通知要求签订的月度和年度合同中的购电价格可在一天内甚至在不同季节有相应变化。 该政策提供了一个可以改善对非现货市场省份发电机组激励措施的机会，让这些省份发电机组的补偿能够随着一天各时段甚至季度而变化——也就是说，根据预设的时间段和价格水平为发电机提供“随时间变化”的发电上网价格，这样的政策将有助于提高系统效率、降低成本并支持可变可再生能源并网。 本文简要概述了对发电机组的分时上网定价，以及在当前非现货市场省份的监管和市场环境下，分时上网电价如何在实践中运作。本文认为，在那些尚未实施电力现货市场的省份，实行分时上网电价的改革可能为过渡到更有效的金融合同和更高效的电力调度提供了机会。最终，实施精心设计的现货市场可能是所有省份的最佳选择，但这里讨论的分时上网定价会是一个有用的渐进步骤。 简述 中国在21世纪初提出过分时上网电价理念，但并未得到广泛实施。2005年，由于实施竞价上网政策的挑战，国家发改委发布了《上网电价管理暂行办法》（以下简称“暂行办法”）其中提到将行政设定的上网电价作为临时手段[1]，逐步实行峰谷分时、丰枯季节上网电价等制度。 2015 年颁布的电改“ 9 号文”促进了多个省份开展现货市场试点。对于未开展现货市场的省份，无论何时发电，电网公司通常都以相同价格支付发电商。这意味着发电商（和其他资源）并没有根据系统需求获得发电补偿，极大地限制了系统效率的提升和波动性可再生能源并网。 近十年来，随着中国发电结构的变化，每小时发电的边际成本发生了显著变化。在水电、风电和太阳能发电处于边际发电的时间段，边际发电成本通常很低。在傍晚时分，用电需求高，太阳能发电量低，边际成本通常会很高。在边际成本变化很大的电力系统中，向发电商支付一个统一固定价格，并不能为其提供强大激励以支持高效调度或做出高效投资决策。向分时上网定价转变(最终目标是设计良好的现货市场) 可能有助于改善这些激励措施。 分时电价如何运作？ 原则上，设计良好的现货市场代表了发电上网定价的最高效形式，并允许上网电价根据当前情况而变化。我们在这里讨论的分时上网电价将适用于那些还没有现货市场的省份。 对于尚不具备小时和15分钟现货市场定价的省份，可以采用与零售用户分时电价类似的机制，实行分时上网电价。在这一机制下，电力交易中心将利用基于对发电成本估计得出的因子，将月度和年度合同中的购电价格转换为各个特定时段的价格进行结算。 为了计算这些分时因子，省级定价部门可以基于电网公司历史或预计系统边际成本和平均成本，使用一个价格区间(如高峰时段)的平均边际系统发电成本与所有价格区间(如一个月)的平均系统发电成本之间的比率。例如，当月平均发电成本为0.30元/千瓦时，高峰期边际发电成本(平均)为0.40元/千瓦时，非峰期边际成本(平均)为0.25元/千瓦时，则峰期因子为1.33，非峰期因子为0.83。假如某发电商的有效合同价格为0.28元/千瓦时，则峰时发电为其支付0.37元/千瓦时，非峰时发电支付0.23元/千瓦时[2]。 分时上网定价与国家发改委的分时电价政策中的有关原则相一致。发电商在电力系统面临供电限制的高峰时段得到的发电补偿应高于非高峰时段。这种方法将支持向经济调度的转变，在经济调度下，成本较低的发电机组在系统价格较低的时期运行，成本较高的发电机组在系统价格较高的时期运行。如果不配合调度的变化，成本较高的发电商可能在上网电价低于其运行成本的时段运行。 这种向经济调度的转变要求电网公司根据热效率和估计的燃料价格来进行机组安排，调度火电和核电机组，根据预测来调度风能和太阳能发电，使用算法或优化来调度水力发电。我们的理解是，电网公司拥有经济调度的技术实力，并且这些年朝着这个方向有着显著的进展，但是发电商补偿（特别是固定的发电上网电价）内在的激励，将继续成为在非现货市场省份实现经济调度的绊脚石。通过为仅在峰值时段和季节运行的发电商增加补偿，分时上网电价能够帮助缓解这一阻碍。 转型机制 2005年国家发改委出台的“暂行办法” 将分时上网电价作为向竞争性电价转变的桥梁，与之类似，分时上网电价可以成为非现货市场省份向现货市场价格过渡的机制。实行分时上网电价还可以让发电商获得管理分小时电价的经验。 分时上网电价也将提供一种有用的储能补偿电价机制。回到上一节的例子，基于成本的储能价格可以使得储能在高峰期放电获得0.40元/kWh的电价补偿，在非峰时支付0.25元/kWh的电价进行充电。这使得尚未实行现货市场定价的省份，能够采取一致的办法，根据系统成本对发电和储能进行补偿。… View Summary +

在国际能源转型的大浪潮下，制定中国电力行业低碳发展路线的工作也在逐步深入。习近平总书记在2020年底气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。这已成为中国落实碳达峰的中期目标，然而，未来要实现碳中和，建立以非化石能源为主体、安全高效的电力系统仍然充满了挑战。 2021年3月两会审议通过的“十四五”规划和2035年远景目标纲要，设定了包括单位GDP能源消耗、二氧化碳强度和空气质量在内的“十四五”能源和环境约束性指标，但并未提出具体煤电退出的要求。与之前“十三五”规划相比，新的规划纲要在实现低碳转型和完善系统的能源安全方面进行了部署，这主要体现在： 能源基地更多采用多能互补的开发和外送模式； 在负荷集中的东中部地区发展分布式能源； 合理控制煤电建设规模和发展节奏，在工业、交通、建筑等领域推进节能和电能替代。 表格 1“十三五”和“十四五”规划在能源和环境方面的关键指标 在此背景下，西北地区作为能源资源密集地区，承担着大规模发展清洁能源，建设和更好地利用跨区输电通道以支持中东部和华北地区低碳转型的重任。然而，西北地区的电力行业目前面临着许多制约因素，包括缺乏适应大规模可再生能源并网的运行方式、灵活性资源不足、煤电产能过剩、电力市场还不成熟等。在睿博能源智库最近的报告中，从政策和监管策略角度为西北地区电力行业转型和煤电退出路线图给出了10条具体建议。基于对西北地区电力系统特性的分析，我们认为提高系统运行和投资效率依然应该作为该地区近期政策改革的重点，并分别从三方面进行了详细充分的论述： 促进区域经济调度和更灵活的发电机组安排，能够经济高效地并网可再生能源，降低成本和减少排放。我们更进一步讨论了如何通过改革上网电价、管理中长期合同和分配合同款项等具体措施来更好地支持区域经济调度，并最终向区域现货市场的方向发展。基于对中国其他地区的观察和国际电力市场的借鉴，我们建议在鼓励更高效的跨省调度的基础上，可以授权西北电网调度中心对各省发电机组安排进行调整，为可再生能源发电创造更多的空间；通过实施分时上网电价，奖励与经济调度和区域优先调度相符合的运行；允许燃煤发电集团在其发电机组组合内，以经济的方式更灵活高效地安排燃煤机组发电。以及，在事后的基础上重新分配中长期合同款项以支持高效调度。 协调国资委、国家发改委和能源局与能源供应侧结构改革相关的工作，对激励发电公司支持电力行业转型有重要的意义。特别是，未来国资委可能需要在煤电资源区域整合和发电集团绩效评估方面与电力体制改革的目标更好地协调统一。例如，由于现有的发电企业评价指标未能起到鼓励发电机组清洁灵活高效运行的作用，可以通过增加评估发电企业环保和低碳的指标来弥补这一缺陷。 改善电力行业规划，有助于在保障系统可靠性的前提下，实现低碳转型—如何合理制定煤电退出决策、确定新的资源投资组合、保障资源充足性？区域电力市场和碳市场可以发挥什么作用？我们也对这些关键的问题进行了分析。我们认为通过运用高级的规划模型来预测负荷、进行可靠性评估和成本最低的容量扩充，将非常有助于支持强化五年规划。作为一个长期目标，理想的做法是在区域现货市场结构下以反映市场价格的方式实施更精细的资源规划过程。我们建议西北区域现货市场应采取美国区域输电组织（RTO）的形式。在这种结构下，区域市场定价和包括资源充足性规划和输电规划在内的RTO规划将在引导投资方面发挥关键作用。RTO规划旨在确保即使在投资决策逐渐分散化的情况下，批发市场仍能保持可靠的电力供应，具有充足的竞争力，并具有经济有效水平的输电阻塞。 纵观“十三五”期间，西北地区在低碳减排方面取得了令人瞩目的成就。区域电力市场要进一步发挥西北地区资源整体优势，促进资源在西北地区以及全国范围内的优化配置，这需要对电力规划、系统运行，市场机制，电价政策，机构协调等方面进行持续的政策改革。 在“十四五”规划的开局之年，西北五省已经开始陆续出台省级 “十四五”规划和2035年远景目标纲要。我们希望在未来的五年里，西北地区能够在《电力规划办法》的要求下，统筹衔接传统电源、新能源发电以及输配电网规划；支持非化石能源优先利用和分布式能源发展，努力实现安全可靠、经济合理、清洁环保、灵活高效的电力系统转型。… View Summary +