近年来，西北地区可再生能源发展较快，外送电占比较高，市场主体丰富，在电力行业迅速发展的同时，电力市场改革也取得了很大的进展。然而，中国西北地区与世界上很多国家和地区一样面临着在保障供应的同时进行低碳转型的机遇和挑战。国家能源局西北监管局于2022年底发布了《西北电网灵活调节容量市场运营规则（征求意见稿）》，希望增强区域电网灵活调节能力。我们从国际经验出发，对西北电力市场提出了两点建议，并对部分实施细节展开了一些讨论。
2023年4月，国家能源局公开征求的《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见（征求意见稿）》意见的通知 ，对加强电力市场管理提出了明确的要求。这其中就包括“推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设”。在睿博能源智库（RAP）此前的研究中，我们基于美国经验对容量市场的设计原则进行了探讨，并提出“让所有的资源在一个公平的环境中竞争，包括需求侧资源，如对能效项目的投资”。
在中国，工业重点领域的能效提升长期备受瞩目，优化建筑对能源的使用，提升商业和居民用能设备的能效水平也持续得到关注。国际上，能效资源还可以通过参与容量市场加快其推广的步伐，以更清洁的方式助力达成电力可靠性目标。
在本文中，我们探讨了如何确定能效资源参与容量市场的资质、衡量项目有效容量、以及利用节能效果测量和验证规程裁定实际节能量。通过合理引入能效资源作为市场主体参与竞争，可以充分发挥其优势，降低供电成本、增强系统灵活性、为推进容量市场与能效资源的共同发展提供有益的参考。
本文（精简版）首刊于《南方能源观察》（2023年8月27日）
自2021年7月[1]，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[2]。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）[3]。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[4]。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[5]。 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[6]。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/wp-content/uploads/2016/05/rap-lazar-teachingtheduck2-2016-feb-2.pdf
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[7]），更应该全方位地考虑可规避的长期成本（如电力资源容量[8]及输配电容量成本[9]）。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. https://www.cpuc.ca.gov/industries-and-topics/electrical-energy/demand-side-management/energy-efficiency/idsm
为进一步说明“全面系统边际成本”这一概念，接下来以加州为例做具体阐释。上图画出了加州目前采用的模型对2022年年度平均小时系统全面边际成本的估算，其尖峰时段在下午四点到十点之间，其中能量成本和外部成本（包括温室气体排放、甲烷泄露、排放权交易成本）虽然也随时间有所波动，然而在这个例子中，成本波动主要由电力资源容量以及输配电容量成本构成。当然，这仅仅只是美国一个州内某一年的例子，对于别的电力系统还需要具体分析、具体讨论。不过加州的例子至少可以启发世界各地的电力行业政策制定者，将分时电价的峰谷比以及时段设计基于全面系统真实边际成本，尤其是囊括可避免的电力资源和输配电线容量成本，将大大增强分时电价的效用。
我们建议中国采用一个类似上文提到的模型来计算各省级行政区内的全面系统边际成本，并在此基础上设计分时电价。相关政府部门可以监督相关研究机构及学者出台全国统一的方法论以及模型架构，并统一发布模型的设计细节和参数，来促进从业人士以及相关企业建言献策。电力资源以及输配电容量成本往往需要因地而异的具体分析，对此政府部门也可以建立一个分析框架，指导各省级能源部门连同电网企业组织分析。
本文从中国目前的分时电价实施情况出发，提出了各省分时电价峰谷比和时段的设计基础应当由负荷转向净负荷，并进一步转向系统真实边际成本，并以美国加州为例，阐释了这一思路的转变可以鼓励电力系统有效规避一些电力资源和输配线的投资并降低系统总成本。除此之外，国际上还有许多建立在分时电价之上的时变电价设计，可以更加灵活地安排尖峰费率以及持续时间，并且配合一些用户端装置（例如HUD平视仪、手机应用）来更好地传递价格信号。这些时变电价设计可以有效延展已有的分时电价设计，在现有的基础上更进一步[10]。
本文首刊于《中国电力报》2023年8月28日
[1]若读者对本文中一些话题的技术细节感兴趣，可参阅：张俊，Zachary Ming, 高驰，Max Dupuy. (2023). 分时电价设计：准确反映系统内在成本. https://www.raponline.org/knowledge-center/rap-time-of-use-whitepaper_cn/
[2] 中国国家发展和改革委员会. (2021). 关于进一步完善分时电价机制的通知. https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202107/t20210729_1292067.html?code=&state=123
[3] Jacy. (2023).盘点2022｜全国工商业用户分时电价全景图.https://mp.weixin.qq.com/s?__biz=MjM5NzgxNjAyMw==&mid=2651591931&idx=2&sn=703be916b38e6c62
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[4] 广西发改委. (2021).关于完善我区峰谷分时电价机制有关事项的通知. https://news.bjx.com.cn/html/20211119/1189135.shtml.
[5] 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。
[6] Ahmad Faruqui and Sanem Sergici. (2013). Arcturus: International Evidence on Dynamic Pricing. The Electricity Journal 26, no. 7: 55–650. https://doi.org/10.1016/j.tej.2013.07.007.
[7] 电能量成本是为满足用电需求所产生能量所用的成本，例如燃料费。
[8] 电力资源容量成本是指目前已有的电力资源不足以满足电力需求，因此需要建造新的电力资源所产生的成本。
[9] 输配电容量成本：已有的输配电网络在输送电力的过程中产生堵塞，因而需要建造新的输配电线所产生的成本。
[10] Aman Chitkara et al. (2017). A Review of Alternative Rate Designs Industry Experience with Time-Based and Demand Charge Rates for Mass-Market Customers. https://rmi.org/wp-content/uploads/2017/04/A-Review-of-Alternative-Rate-Designs-2016.pdf
随着中国电力行业的迅速发展，能源需求和环境压力的双重挑战也越发受到重视。为了应对这些挑战，需求侧管理被逐渐视为新型电力系统的关键组成部分。今年5月19日，国家发展和改革委员会发布了《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，该文件首次增加了需求响应章节，为需求侧资源的发展提供了更广阔的空间。同时，《办法》也强调了节约用电、电能替代等管理措施的重要性，多管齐下地“推动电力系统安全降碳、提效降耗”。
我们基于对欧美电力市场的了解和对中国电力改革的持续研究，在本文中提出了对电力市场，需求响应，节能指标等多个条款细节的不成熟建议。希望以此为出发点，以更低成本实现供需平衡，提高能源利用效率，并推动低碳经济的发展。
随着双碳目标的持续推进，中国的能源和电力行业正面临新的发展形势。全球变暖带来的极端天气也给电力系统的安全运行带来巨大挑战。长期以来，中国的电力行业以五年规划为核心，为各种资源的投资（和淘汰）数量和类型提供高层指导。在能源转型和气候变化的双重挑战下，世界上的许多国家和地区都在进一步完善规划框架。本文从美国电力行业规划的实践出发，为中国改进电力规划和完善相关法律的制修订提出了一些建议，特别是完善电力系统在不同时间尺度上的展望与规划流程以及建立公开、透明的利益相关方参与体系。
在中国日益市场化的电力系统中，完善五年规划并辅以对电力行业滚动式、评估性的展望将有助于监测电力系统在不同时间尺度下满足可靠性的需求及脱碳进程，为中长期的电力综合资源规划和输电网络规划奠定基础。
本文是该系列报告之一，其余三篇报告分别为“支持高比例电气化，提高系统灵活性：相关法律政策概述及分析”，“法律支持可再生能源开启新篇章”以及“为电力现货市场的运行和监管建立法律基础以支持新型电力系统”
电气化能带来多重益处。通过电能替代以及用电能满足新的能源需求，电气化可以增加能源利用效率，减少排放。特别是当电力系统中可再生能源比例不断提高时，电气化可以更好地利用这部分绿色电力，并扩大其环境和经济利益。电气化终端也可以为电力系统提供灵活性，推动能源转型。随着电力行业碳达峰碳中和，电气化将有效支撑工业、建筑、交通等终端用能部门碳减排。
中国在电气化的很多方面（如交通领域）已经领先世界。电气化措施主要体现在分行业的政策，近年来，有一些国家和地区制定了较为综合的电气化策略，也在法律中增加了有关电气化的条款。本文结合了国际经验，介绍了欧洲和美国与电气化相关的法律和政策，为中国完善能源相关法律，实现跨越式电气化发展提供了一些备选方案。具体而言，本文围绕着一个关键议题——如何确保高比例电气化能够同时满足成本有效和灵活性目标——我们的主要建议包括：1）继续改善分时零售电价，2）采用非电网替代方案，和3）帮助虚拟电厂参与电力市场。
本文是该系列报告之一，其余三篇报告分别为“电力系统规划：国际视野”，“法律支持可再生能源开启新篇章”以及“为电力现货市场的运行和监管建立法律基础以支持新型电力系统”
近年来，在成本下降以及低碳目标的驱动下，可再生能源发展迅速。如何更好地利用可再生能源发电，构建以可再生能源为主体的新型电力系统，并且在可负担的能源成本的前提下保障电力系统的可靠性已经成为主旋律。
国家的现有法律鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电，电力市场的发展为可再生能源消纳提供了前所未有的机遇。本篇文章从良好运行的电力市场，可再生能源的支持政策，跨省跨区输电和灵活性资源等方面探讨了促进可再生能源发展和消纳的国际经验和教训。欧美国家的法律法规不断演变以支持可再生能源，主要可供参考的措施包括：
1）协调统一能源相关的法律，坚持以市场化方式消纳可再生能源，2）从对可再生能源本身的经济激励转向对电网和消费端的激励/约束政策。3）采用与可再生能源交易相适应的输电网络和价格体系，充分利用跨省跨区输电资源。4）为灵活性资源实现价值扫清障碍。
本文是该系列报告之一，其余三篇报告分别为“电力系统规划：国际视野”，“支持高比例电气化，提高系统灵活性：相关法律政策概述及分析”以及“为电力现货市场的运行和监管建立法律基础以支持新型电力系统”
自2015年新一轮的电力体制改革以来，中国电力市场发展迅速。在现货市场方面，多个省级市场和南方区域电力现货市场初具规模。跨省跨区现货交易在富余可再生能源现货交易平台的基础上，进一步扩大了市场参与的范围和规模，为区域以及全国电力市场体系的建设和完善奠定了基础。
作为一种重要的监管“工具”，电力市场需要充分发挥配置资源的决定性作用，形成能够反映电能供需情况的电价，并最终实现社会福利最大化–包括增加系统可靠性，完成低碳目标，同时降低系统成本。本篇文章回顾了电力现货市场设计的几个关键问题的概念和原则，梳理了欧美国家与电力市场监管相关的法律框架，这些法律法规促进了欧美国家向低碳高效的电力系统转型。我们为中国政策制定者在考虑电力市场相关的法律制修订提供的备选方案包括：1）明确电力市场各个组成和监管机构的职责 2）制定有关稀缺电价、经济调度、输电容量分配，区域市场和缓解市场力的要求 3）增强法律之间，以及各行业政策之间的协调和互相促进。
本文是该系列报告之一，其余三篇报告分别为“电力系统规划：国际视野”，“法律支持可再生能源开启新篇章”以及“支持高比例电气化，提高系统灵活性：相关法律政策概述及分析”
近日负电价备受关注。
睿博能源智库项目主任Max Dupuy在接受中能传媒记者的采访时，结合国际电力市场的经验，介绍了出现负电价的原因及释放出来的信号。他认为，在一个设计周密的电力现货市场中，出现负电价不一定代表不合理的市场行为,这可能预示着向更清洁、成本更低的资源过渡的机会。
中能传媒：能否简单介绍下国际电力市场中的负电价情况？
Max Dupuy：近年来，负电价在欧洲和美国都比较常见。例如，美国的一个电力市场，西南电力池（Southwest Power Pool），涵盖了包括中部许多州在内的广泛区域，并且这一市场区域还拥有全美最优质的一些陆上风电资源。近年来，随着风电容量的不断增加，市场出现负电价的时长也在不断增长，甚至在过去的几个冬天内，西南电力池的负电价时段已经超过了20%[1]。其他地方，诸如澳大利亚的维多利亚州，早在2022年12月就经历了整整一周的均价为负的批发电力市场价格——主要原因是天气适宜导致电力需求平缓，以及当时丰沛的风电和太阳能出力。
中能传媒：在电力现货市场中为什么会出现负电价这种现象？
Max Dupuy：在一个设计周密的现货市场中，负电价时段的出现不一定代表不合理的市场行为。这一市场信号会鼓励市场参与方积极考虑在低电价甚至负电价的时段，通过新的电气化以及需求响应来更好利用这部分价格低廉甚至是免费的电力。换言之，低电价或负电价预示着向更清洁、成本更低的资源过渡的机会。世界上一些地区的现货市场经历过这样的负电价时段。
现货市场运作的原理是，基于电网的物理结构，根据系统现状（包括由于天气等因素引起的供需变化），实时提供最优的价格信号。在系统供应紧张的时间内价格升高，而在系统供应充裕时（例如可再生能源出力充足的时候），可能出现零甚至负价格。
中能传媒：负电价还释放了哪些信号？
Max Dupuy：在运作良好的市场中，负电价的出现不一定代表“不合理的竞争”。例如，在存在税收抵免(如美国的风能和太阳能)或对可再生能源发电提供度电补贴的情况下，可能会出现负价格。在竞争市场内，各发电资源会按照其各自边际成本进行报价。对于运行成本几乎为零且享有度电补贴的可再生能源，即便报价为负也依旧可以收回边际成本。也就是说，为了获得税收抵免或补贴，风能和太阳能发电企业可能会合理地向市场报负电价。
出现现货市场低电价时段，也可能是现货市场发出的一个重要的信号(和激励)，即某些过剩的不经济资源需要退役。
在全球范围内，我们看到现货市场正在发出信号，不鼓励新建燃煤电厂、支持现有燃煤电厂退役。同时，这也为需求侧资源（例如，储能和需求响应）提供了“填谷”的动力，积极转移负荷，利用廉价的发电保持系统稳定。
关于负电价是否是“合理的”，或者说，负电价是否损害到系统可靠性并引起可靠性风险甚至断电，这样的讨论有许多。解决这一问题的最佳方法是开展滚动规划分析：滚动开展高质量的资源充足性评估可以为各方建立信心，坚信这样的市场设计带来合理的表现，且并不会危害系统稳定性[2]。
中能传媒：怎样促进合理电价的产生？
Max Dupuy：应确保现货市场设计得当，能够形成合理电价。基于我们对电力现货市场的分析，几点想法如下：
首先，最好取消火电厂基于行政上网标杆电价的补偿机制，形成以现货市场为中心的价格机制。近期关于扩大中长期合约交易价格浮动范围的举措，是朝着正确方向迈出的重要一步，接下来可考虑取消燃煤上网标杆电价机制，形成以现货市场为中心的补偿模式。
其次，与其他拥有现货市场的国家一样，国内的市场参与者将能够通过金融差价合约对冲现货市场的价格波动。让大型用户和发电商接触现货市场价格信号是有道理的，因为他们足够成熟来面对价格波动做出合理反应，并利用金融合同规避风险。通过这种方式，价格波动可以得到控制，且能够保护合理的价格信号。
此外，建立跨省/区域（或全国）统一的电力市场，有助于降低现货市场的价格波动。积极培育需求侧资源，充分响应现货市场价格信号，虚拟电厂的规模化将促进电力市场的良性竞争。
最后，评估出现负电价的地理范围，将其作为搭建新的输电线路连接该区域及电价较高区域（也许是跨省）时的一项指标，将会是有价值的。考虑完善分时电价，降低低谷电价，更好的反映出现货市场价格。
总而言之，负价格不一定被视为系统不能良好运作或系统中可再生能源“过多”的证据。相反，关键是要确保现货市场设计运行良好、监管得当。
[1] J. Seel et al. (2021). Plentiful electricity turns wholesale prices negative. Advances in Applied Energy. 10.1016/j.adapen.2021.100073 and Southwest Power Pool Market Monitoring Unit (2022). State of the Market: Summer 2022. https://www.spp.org/documents/68169/spp%20mmu%20quarterly%20state%
20of%20the%20market%20report%20summer%202022.pdf
[2] 睿博能源智库.(2022). 新形势下的电力行业改革:促进系统稳定性、降低风险、加速碳达峰. https://www.raponline.org/knowledge-center/practical-power-sector-reforms-to-boost-reliability-reduce-risk-and-accelerate-carbon-peaking-cn/ 以及睿博能源智库.(2021). 电力现货市场风险管理: 资源充足性规划. https://www.raponline.org/knowledge-center/rap-resource-adequacy-planning-memo/
本文首登于《中国电力报》2023年6月7日
