碳中和的经济实现路径

 

        随着可再生能源在电力系统中的渗透率逐步走高，新能源发电技术的出力特性与负荷特性在时间和空间上的分布与耦合问题逐步凸显。在2020年1月20日发布的《省级电网输配电价定价办法》中提出，“现货试点地区结合实际情况，可探索提出符合市场需要的、具有一定弹性的分时输配电价方案建议。”希望借此加大用户在系统负荷高峰时段与低谷时段的输配电价价差，一方面进一步促进用户削峰填谷和绿色低碳能源的消纳，另一方面试图解决试点建设电力现货市场与原有电力中长期电力市场的价格衔接问题。

        目前，在我国大多数省份中，参加电力中长期交易的大用户仍然实行“价差传导模式”进行电价结算，现货试点运行后，“价差传导模式”难以为继，必须执行独立输配电价。但是在原有目录电价体系下，多数省份的大工业一般工商业用户实行峰谷分时销售电价，如果在试点现货市场执行已核定的两部制输配电价，可能出现低谷时段的现货市场价格加上输配电价高于原有工商业用户低谷电价水平的问题。

        在市场化改革中，特别是电力现货市场运行后，电能量的时段特性在市场价格中得以体现。但目前我国已经核定的第二监管周期输配电价，大工业用户是以用户的电压等级和用电量作为分摊标准，容量电价并没有根据峰谷发生变化，也没有体现出用户负荷在系统负荷中的贡献程度。固定的输配电价叠加现货市场的电能量价格，在一定程度上导致终端结算电价与“拉大峰谷差”的市场预期效果相背离的情况不断出现；同时价格对于引导用户用电行为的作用也在一定程度上被削弱。

        从国外的电力市场实践经验来看，英国的配电公司将一天24小时划分出了不同时间段，并对应不同水平的配电价格引导用户错峰用电；美国PJM市场“点对点”跨区跨市场输电服务，将一周7天、一天24小时分为高峰日/小时和低谷日/小时，并分别设定不同水平的输配电价格提高电网投资和运行效率。

        在我国，实施分时输配电价，或基于峰荷责任定价的单一容量输配电价格仍处于学界的讨论范畴，其提出的根据在于促进输配电网投资及运维成本的公平分摊，同时为终端用户提供清晰的价格信号。对于负荷特性相对平稳，或是用电负荷发生在低谷时段的用户，其输配电支出可能会大幅降低，用户间的利益也会发生再调整和再分配；对于电力系统的长期投资而言，通过抑制有可能发生的负荷激增，以及具有弹性的输配电价对电源出力与用户负荷间的错配进行调整和弥合，从而将延缓和降低高比例可再生能源对电力系统投资追加的需求，进而也会在更长的时间维度产生用户用能成本下降的效果。

        需要指出的是，分时输配电价并不是一个普适性的方案，需要根据不同市场的特性加以研究探索。特别是部分地区、市场由于可再生能源，尤其是以风电、光伏为代表的新能源装机的逐步增多，传统负荷与发电高度拟合的情景发生改变，系统中总负荷的峰与谷，与现货市场中电能量价格的峰与谷出现了错配，这对分时输配电价的设计提出了严峻的挑战。

        更需强调的是，以经济手段促进可再生能源消纳并不是相关输配电价政策设计的出发点。输配电价不能、也不应该去背负过多的政府职能和责任。但是如果其不成为新能源消纳的障碍，或者是从客观上能够引导或促进新能源消纳，应该就是可预期最理想的结果了。

        输配电价是本轮电力体制改革中唯一仍受强经济监管的环节，各方对输配电价的作用赋予了很高的期望值，比如希望借输配电价解决长期扭曲价格信号的交叉补贴问题，或是希望通过分时输配电价承接传统管制定价中的峰谷电价作用，但是在多目标的优化过程中一定会面临利弊取舍。

        市场价格作为微观系统运行的结果，本就与宏观调控、新能源消纳等行政目标存在本质上的区别。同样，市场机制设计和生产模式设计也不应针对特定的技术去加以构建，过多的行政目标只会扭曲市场效率。保持市场设计的技术中性，将交叉补贴、新能源补贴、降电价等政府职能通过财税、金融等手段去解决，市场的效率才能真正得以体现。毕竟，以降低效率换来政策目标的实现，最终得到的结果往往不是最优解。

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