报告｜新型电力系统建设的成本疏导机制研究

（一）新型电力系统建设对实现“双碳”目标的作用

2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上郑重宣布中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

对于电力行业，以新能源为主体、各类电源为支撑的新型电力系统对实现“双碳”目标意义重大。一是全社会能源消费在向电力积聚，随着再电气化步伐加快，我国能源消费正逐步形成以电力为核心的能量转换及利用，同时也造成了近年电力增速较快的情况。二是新型电力系统建设对我国能源安全保障的作用逐步显现，近年来国内外一次能源价格大幅上涨，推高了社会经济运行的不稳定性，而新型电力系统的自给性较强，可以有效保障我国能源安全及推进“双碳”目标实现。三是可再生能源发电对火电的电量置换作用可有效降低电力系统碳排放，据中电联测算，以2005年为基准年，从2006年到2022年，电力行业累计减少二氧化碳排放量约247.3亿吨，其中非化石能源发展贡献率为57.3%。四是新能源大规模发展加快了电力系统减碳速度，我国天然气资源较少，优化能源结构的任务主要落在了发展新能源发电，截至2023年9月底，全国可再生能源装机约13.84亿千瓦，同比增长20%，约占我国总装机的49.6%，其中风电光伏装机占比较高，共计9.21亿千瓦，快速增加的装机规模及新能源电量将进一步加快全社会减碳速度。

（二）可再生能源大规模发展对新型电力系统建设的需求

由于新能源发电的波动性、随机性、反调节特性，电力系统为调节新能源出力所产生的成本将快速上涨，对新型电力系统的建设需求主要体现在3个方面。

（1）新能源大规模发展导致电力系统总成本上涨

一是为满足新能源出力波动带来的系统调节需求，电源侧投资需求将增加。为调节新能源出力及保障系统安全运行，火电、气电、储能等调节资源建设的投资需求将快速上涨。依据新增电源装机及造价情况分析，近期主要是满足新增煤电建设的投资需要，远期主要是满足新增储能建设的投资需要。

二是为服务新能源大规模接入，电网侧投资需求将呈上升趋势。新型电力系统建设过程中，电网企业为满足多元主体发展需要及资源大规模优化配置需求，引致的电网投资将呈快速上涨趋势。近期服务沙漠、戈壁、荒漠风光大基地的特高压直流工程及相关配套工程投资需求将增加，远期由于分布式新能源大规模发展，电网为服务分布式所需的接网、网架补强和扩容的投资将上升，共同导致电网侧投资需求上涨。

三是由于电源及电网成本总上涨，用户度电费用将呈上升趋势。一方面，由于电源、电网投资上涨及燃料成本维持高位运行，用户度电承担的成本将快速上涨；另一方面，全社会用电量上涨虽可一定程度降低用户度电承担的电力系统成本，但影响效果将小于投资上涨对度电成本的影响，导致用户度电成本呈上涨趋势。

四是市场的价格发现作用可一定程度降低系统运行成本。新型电力系统建设过程中电源资源、新兴市场主体快速发展，在充分市场化的情况下，虚拟电厂、储能、车网互动等各调节资源的成本应以“不高于电源供应成本”为发展底层逻辑，因此可通过市场化手段，利用价格信号引导新兴市场主体建设及优化调整新型电力系统建设，促进电力系统经济高效运行。

（2）须逐步健全新型电力系统市场疏导机制

一是新能源参与市场规模较小，保障性收购难以体现新能源电量的时间价值。目前我国超一半新能源电量未通过市场形成价格，不利于市场化改革推进。2023年1—8月，国网经营区域累计消纳新能源电量7170.54亿千瓦时，新能源利用率97.7%。其中，市场化交易电量及保障性收购电量分别占新能源总上网电量的44.2%、55.8%。由于保障性收购的新能源电量上网电价固定，一方面会降低新能源企业管理新能源出力的积极性；另一方面无法体现新能源在电力系统中的真实价值，难以满足电力市场体现电力时间信号的建设目标。

二是随着新能源快速发展，系统运行安全将面临挑战，须通过市场手段进一步挖掘各类资源的调节潜力、完善成本分摊渠道。一方面由于新能源发电的低转动惯量、高波动性、高不确定性、弱扛扰动能力等特点，增加了系统运行风险，现有的调峰、调频、备用、黑启动等常规辅助服务品种难以满足未来发展需求，有偿一次调频、转动惯量支撑、快速爬坡等系统调节需求将逐步显现。另一方面须健全辅助服务费用分摊方式，2023年1—6月，新能源承担的辅助服务费用约为系统辅助服务总费用的四成左右。未来随着新能源渗透率提高，辅助服务费用将进一步上涨，以上网电量而非贡献程度确定的辅助服务费用分摊原则，会使平稳发电但未造成系统扰动的主体过多承担辅助服务费用，潜在形成辅助服务费用“交叉补贴”。

三是没有较好通过市场体现电力系统中各类资源的绿色价值。自绿电、绿证开市至2023年6月底，国网经营区绿电交易电量为614.64亿千瓦时、绿证双边交易量为288.64万张（折合28.864亿度绿色电力），已成交绿证绿电电量不足2022年新能源发电量的5.4%。此外，国内多数地区未将绿色电力消纳责任落实到用户，降低了市场需求规模。

（3）须进一步完善新型电力系统政府定价方式

一是保障性收购价格较高导致部分新能源企业获得超额收益。一方面可再生能源补贴政策设立之初以鼓励发展为导向，制定的补贴标准较高，给予新能源企业较高的获利空间；另一方面由于技术进步导致机组造价快速下降，但补贴标准调整周期较长等因素影响，会产生补贴标准与真实造价成本的“时间差”，在一个补贴周期内机组可利用低造价获得高补贴。两方面原因都会导致带补贴新能源企业获得超额收益，影响全社会经济效益。

二是部分地区为满足新能源消纳要求，降低了系统运行经济性。由于新能源保障性收购等要求，火电机组须为新能源消纳提供调峰辅助服务。以东北为例，供热季为服务新能源消纳而产生的调峰辅助服务费用多为1元/千瓦时，而保障性收购的新能源上网电价仅为0.4元/千瓦时，即系统为消纳一度价值0.4元的新能源电量须额外支付1元费用，提高力系统运行成本，降低了系统运行经济性。

三是部分输配电价格机制难以适应新型电力系统发展需要。一方面，现行单一制跨省跨区输电价格机制形成了资源大范围优化配置的壁垒，由于对单位电量增加了输电价格，导致上网电价较低电量在叠加输电价格后的落地电价过高，阻碍了电力资源优化配置。另一方面，“发用一体”主体的输配电价格机制须进一步完善，须体现“发用一体”主体应承担的输配电费用，以确保电力系统成本由受益用户公平分担。

（三）新型电力系统成本疏导措施

以“发挥市场配置资源的决定性作用，利用政府定价进行有效补充”为原则，通过“市场化方式疏导”和“政府定价方式疏导”两个渠道疏导新型电力系统成本。其中通过市场化方式疏导进入市场的电源及各类新兴市场主体成本，及时体现市场主体电力价值，促进电力系统经济高效运行；政府定价方式疏导输配电和未进入市场的电源成本，并遵循“成本+收益+有效激励”的模式，保障政府定价下的各类主体合理经营。具体措施有以下6个要点。

（1）完善市场化成本疏导渠道

一是在新型电力系统建设要求下，进一步完善成本疏导体系，借助价格信号选择电力系统经济效益最优方案。建立“电能量市场疏导电能生产成本、辅助服务市场疏导系统调节成本、容量补偿机制疏导长期发电容量成本、绿色市场疏导绿色增量成本”的市场化成本疏导框架。利用不同市场体现电源不同类型价值，基于“同质同价”的市场建设逻辑，优化系统运行方式，促进多市场联合运行（电-碳市场协同、电能量-辅助服务市场市场联合运行，绿证绿电-电能量市场协同运行等）。

图1  电力市场成本疏导体系框架

二是创新市场机制，推动各类电源参与市场交易，利用市场疏导各类电源成本。一方面推动大水电、核电通过政府授权合约参与市场，利用政府授权合约在保障机组稳定收益的同时，扩大市场规模并使市场可以准确发现电力价格。另一方面推动新能源参与市场交易，鼓励带补贴新能源机组以“价补分离”模式进入电力市场，即在保障受益用户补贴金额不变的前提下，将电价部分由“基准价”转变为“市场价”，由市场形成可再生能源补贴之外的电价，提高系统运行效率；鼓励平价上网新能源机组以适当方式参与电力中长期、现货、绿电市场，或与用户签订长周期直接购电协议（PPA），利用市场形成合理上网电价。

三是优化体现电力系统容量成本的价格机制。一方面完善电源侧容量保障机制，可在现行煤电容量电价机制基础上，扩大补偿的机组类型，逐步将进入市场的气电、核电、抽水蓄能、新型储能等可靠发电资源纳入补偿范围；并进一步优化补偿价格形成方式，利用市场形成容量补偿价格标准，体现可靠发电容量价值。另一方面健全体现电网输配电容量的价格机制，建立针对“发用一体”主体的电网备用费机制、以及完善跨省跨区输电的两部制价格机制，体现用户占用电网输配电容量成本，促进各类主体公平承担输配电费用，并利用容量价格信号优化用户用能行为以提高输配电资产利用效率，提高系统运行经济性。

（2）进一步优化政府定价的成本疏导渠道

一是探索优化调整新能源消纳率相关考核要求，建立“利用市场配置新能源资源而非利用市场消纳新能源”的底层逻辑。一方面可充分利用电力市场的价格发现作用，体现新能源的真实价值，使电力系统经济高效运行。另一方面可降低系统投资需求，通过降低对电力供需紧张时段的新能源消纳要求，降低电源、电网为保障新能源消纳的边际成本，降低电力系统中的相关投资。

二是完善辅助服务市场相关机制，以“谁受益、谁承担”原则促使新能源合理承担系统调节成本。一方面完善辅助服务市场品种，逐步完善调频、备用辅助服务市场机制，探索调峰与电力现货市场深度融合，建立转动惯量、快速调频、爬坡等辅助服务品种，以保障电力系统安全运行。另一方面健全辅助服务费用分摊机制，完善基于系统运行方式及系统扰动贡献程度的辅助服务费用分摊标准，从而进一步明确新能源应承担的辅助服务费用，利用市场价格信号引导新能源企业优化出力方式。

三是利用不同渠道体现新能源价值。一方面明确用户消纳责任或利用财税政策进行引导，探索要求电力用户消纳自身用电量一定比例的绿色电力，或对购买绿色电力的用户给予财税方面优惠，从而扩大绿电市场规模，并一定程度引导带补贴新能源放弃补贴参与绿色市场。另一方面，鼓励新能源就地就近的非电利用，探索新能源就近制氢制氨等技术应用。