「评论」多地“拉闸限电”背后：是中国电力系统结构性矛盾尚未解决

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文| 袁家海 华北电力大学经济与管理学院教授

入冬以来，湖南、江西等地采取了有序用电措施，这是电力供给侧与需求侧多重因素叠加的共同结果，也充分暴露出中国电力系统在应对短时尖峰电力需求时能力不足的短板。

表面看，供给侧影响因素是部分火电机组停运、可再生能源发电减少、外来电不足；需求侧影响因素是社会生产用电明显增长、民生取暖需求增加。

但夏季高温、冬季严寒时出现的电力缺口问题的本质，是中国电力系统结构性矛盾尚未解决，电力供需缺乏灵活响应能力。

在需求侧，三产和居民用电比重提高使得用电负荷呈现尖峰化、双峰化，短时高负荷需求的情况频繁出现；在供给侧，风电和光伏发电发展迅速，需要常规电源提供灵活性服务来平抑其波动性与随机性。

电力供、需双侧均发生重大变化而出现的电力缺口，与过去电力供给小于需求的普遍缺电情况有很大不同。不能再沿用过去单纯新建电源的方式来解决，尤其是当前煤电机组利用率普遍偏低的情况下，继续新建煤电机组提升的是电力系统基础供电能力，而非尖峰保障能力，还会加重电力系统的容量冗余。

解决现阶段有序用电问题，需要从电力系统整体角度出发，明确各类电力资源的功能定位、资源经济组合，优化电力供应结构，提升电力系统灵活性。

具体来讲，要采用源网荷储综合资源规划理念，利用需求响应等手段降低负荷平衡条件，设定“近期3%、中期5%以上”的最大负荷削减目标，减少不必要的电源建设、降低供电成本。

高效大容量煤电机组作为基荷电源，亚临界机组要加快深调改造和热电解耦，满足电力系统灵活调节需求。热电解耦，指的是实现电、热负荷相互转移。

此外，部分老旧小机组战略备用应对短时用电需求畸高、可再生能源出力不足等情况；适当补充天然气尖峰机组；建立更好的电网互济机制等。

提高国内电力安全保障能力，还需要政策规划和市场竞争的共同作用。

政策规划做好宏观发展导向，如需求预测、电源结构；市场竞争则引导电力资源的功能定位，实现节能降费。

中国持续提升电力系统的多元化、清洁化和灵活性，但政策支持的红利效果消退，标杆电价终结、新能源补贴退坡、灵活性改造缓慢等，标志着“安全、高效、清洁、低碳”的电力系统转型要步入“后期靠市场”的阶段。

电价是电力市场的核心要素，是市场发挥激励引导作用的主要工具。可以说，中国电力市场化改革是围绕电价机制展开的。

以现货市场为例，在缺乏足够高昂、敏感的电价激励的情况下，基荷电源可以获得较高的利用小时数，其发电成本往往低于所给的电价，度电利润较小但总体盈利空间依然很可观。而尖峰资源利用小时数低、度电成本高，难以获得合理回报，缺乏投资吸引力，从而出现了基荷电源过多、尖峰资源不足的情况。

现货市场的长远目标是，建立起反映电能时间和空间价值的合理的实时电价机制，引导供需双侧的资源来调节电力平衡。

在电能的时间价值方面，在用电紧张的负荷峰段，以高电价引导需求侧减少用电降低成本、吸引发电侧提高机组出力增加收益；用电充裕的负荷谷段，以低电价引导需求侧增加用电获取红利、引导发电侧降低机组出力减少损失，从而实现需求侧削峰填谷和发电侧调峰服务。

在电能的空间价值方面，区域电价差可以引导电力的空间流动，西部丰富的低成本电力资源流向高电价的东部地区，缓解区域间资源与需求的不匹配问题。

风电和光伏发电的技术特性、用电负荷尖峰化，均对灵活性资源有很高的要求，需尽快完善辅助服务市场机制、丰富辅助服务产品品种，例如增加爬坡类、系统惯性等产品，以提升电力系统快速爬坡和响应的能力。

辅助服务作为一种公共电力产品，应将其成本分摊至电力系统中从发电侧到用户侧的所有主体。

当前，由于中国电价机制基础的特殊性，试行的辅助服务机制仅是在发电侧解决辅助服务公平性问题，费用分摊暂时由发电企业承担，未传导到终端用户，这是不合理的。

此外，发电商在进行市场决策时，其中一种选择是同时参与现货市场和辅助服务市场，这使得辅助服务产品的定价和调度与现货市场一起进行。如果两个市场不发生联动耦合，辅助服务产品的价值就无从发现，难以激发资源提供辅助服务的积极性。

未来市场环境下，辅助服务成本应通过用户疏导，但这并不意味着用户电价会上涨。原因在于，更有效率的辅助服务市场机制与现货市场联合优化出清，可以影响发电和调度，提升电力系统的总体利用率，释放成本红利，部分抵消辅助服务成本对终端电价的影响甚至存有继续降价的可能。

容量市场作为现货市场和辅助服务市场的有力补充，也应得到重视。

高比例可再生能源发展和用电负荷尖峰化，对电力系统的备用容量充裕度有高要求。但单一电量市场的边际报价，往往无法激励充足的发电投资来确保资源充裕性，特别是在当市场最高限价被各种政治因素所限而被人为压低的情况下。

因此，需要引入容量机制，以确保发电商能够收回固定成本，尤其是确保尖峰电力资源的经济性。2020年，山东和广东现货市场试点已出台容量补偿机制，根据机组有效容量来分配容量电费。

需要指出的是，容量机制不是存量过剩或低效煤电机组的“亏损补偿”机制，而是对满足电力资源充裕度所必需资源的公平且有效的经济激励机制。

短期看，以战略备用为代表的目标容量机制适用于中国电力市场，这是由于中国目前电力总体供大于求，存在大量老旧机组，战略备用容量机制可以作为老旧机组退出电量市场的合理路径，也能应对快速增长的负荷需求。

长期看，全市场容量机制更适应于中国较为复杂的电力市场。较之于行政管控，发挥市场竞争在引导发电容量投资、优化资源配置方面的作用，更好推动容量市场的平稳有序发展，帮助形成健全合理的电力市场。

中国电力市场化改革正处于试点阶段，现货市场、辅助服务市场和容量市场的三市场组合的基本架构雏形已经显现。

未来电力市场机制进一步完善后，现货市场将确保基荷电源有充足的发电空间，降低平均发电成本；辅助服务市场给予提供灵活性服务的市场主体合理回报，消纳更多的可再生能源，适应用电负荷的巨大波动；容量市场为提供有效容量的资源设定固定成本回收机制，保障电力资源的充裕度、引导投资。

现货市场、辅助服务市场和容量市场的协作运行，将共同为电力供需平衡提供引导信号，提升电力系统的安全供应能力。

（作者为华北电力大学经济与管理学院教授）