碳中和的經濟實現路徑

 

        隨著可再生能源在電力系統中的滲透率逐步走高，新能源發電技術的出力特性與負荷特性在時間和空間上的分布與耦合問題逐步凸顯。在2020年1月20日發布的《省級電網輸配電價定價辦法》中提出，“現貨試點地區結合實際情況，可探索提出符合市場需要的、具有一定彈性的分時輸配電價方案建議。”希望借此加大用戶在系統負荷高峰時段與低谷時段的輸配電價價差，一方面進一步促進用戶削峰填谷和綠色低碳能源的消納，另一方面試圖解決試點建設電力現貨市場與原有電力中長期電力市場的價格銜接問題。

        目前，在我國大多數省份中，參加電力中長期交易的大用戶仍然實行“價差傳導模式”進行電價結算，現貨試點運行后，“價差傳導模式”難以為繼，必須執行獨立輸配電價。但是在原有目錄電價體系下，多數省份的大工業一般工商業用戶實行峰谷分時銷售電價，如果在試點現貨市場執行已核定的兩部制輸配電價，可能出現低谷時段的現貨市場價格加上輸配電價高于原有工商業用戶低谷電價水平的問題。

        在市場化改革中，特別是電力現貨市場運行后，電能量的時段特性在市場價格中得以體現。但目前我國已經核定的第二監管周期輸配電價，大工業用戶是以用戶的電壓等級和用電量作為分攤標準，容量電價并沒有根據峰谷發生變化，也沒有體現出用戶負荷在系統負荷中的貢獻程度。固定的輸配電價疊加現貨市場的電能量價格，在一定程度上導致終端結算電價與“拉大峰谷差”的市場預期效果相背離的情況不斷出現；同時價格對于引導用戶用電行為的作用也在一定程度上被削弱。

        從國外的電力市場實踐經驗來看，英國的配電公司將一天24小時劃分出了不同時間段，并對應不同水平的配電價格引導用戶錯峰用電；美國PJM市場“點對點”跨區跨市場輸電服務，將一周7天、一天24小時分為高峰日/小時和低谷日/小時，并分別設定不同水平的輸配電價格提高電網投資和運行效率。

        在我國，實施分時輸配電價，或基于峰荷責任定價的單一容量輸配電價格仍處于學界的討論范疇，其提出的根據在于促進輸配電網投資及運維成本的公平分攤，同時為終端用戶提供清晰的價格信號。對于負荷特性相對平穩，或是用電負荷發生在低谷時段的用戶，其輸配電支出可能會大幅降低，用戶間的利益也會發生再調整和再分配；對于電力系統的長期投資而言，通過抑制有可能發生的負荷激增，以及具有彈性的輸配電價對電源出力與用戶負荷間的錯配進行調整和彌合，從而將延緩和降低高比例可再生能源對電力系統投資追加的需求，進而也會在更長的時間維度產生用戶用能成本下降的效果。

        需要指出的是，分時輸配電價并不是一個普適性的方案，需要根據不同市場的特性加以研究探索。特別是部分地區、市場由于可再生能源，尤其是以風電、光伏為代表的新能源裝機的逐步增多，傳統負荷與發電高度擬合的情景發生改變，系統中總負荷的峰與谷，與現貨市場中電能量價格的峰與谷出現了錯配，這對分時輸配電價的設計提出了嚴峻的挑戰。

        更需強調的是，以經濟手段促進可再生能源消納并不是相關輸配電價政策設計的出發點。輸配電價不能、也不應該去背負過多的政府職能和責任。但是如果其不成為新能源消納的障礙，或者是從客觀上能夠引導或促進新能源消納，應該就是可預期最理想的結果了。

        輸配電價是本輪電力體制改革中唯一仍受強經濟監管的環節，各方對輸配電價的作用賦予了很高的期望值，比如希望借輸配電價解決長期扭曲價格信號的交叉補貼問題，或是希望通過分時輸配電價承接傳統管制定價中的峰谷電價作用，但是在多目標的優化過程中一定會面臨利弊取舍。

        市場價格作為微觀系統運行的結果，本就與宏觀調控、新能源消納等行政目標存在本質上的區別。同樣，市場機制設計和生產模式設計也不應針對特定的技術去加以構建，過多的行政目標只會扭曲市場效率。保持市場設計的技術中性，將交叉補貼、新能源補貼、降電價等政府職能通過財稅、金融等手段去解決，市場的效率才能真正得以體現。畢竟，以降低效率換來政策目標的實現，最終得到的結果往往不是最優解。

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