2015年，以中发9号文印发为标志的新一轮电力体制改革实施以来，我国电力管理体制发生了根本性的变化。传统电力计划管理体制包括项目核准、电价审批和分配生产计划。新中国成立以来，特别是改革开放以来，我国形成了以“用上电、用好电”为目标，“管生（核准项目）又管养（确保投资回收）”的规划机制和电网企业统购统销的机制，有力推动了我国电力工业的发展，建立了世界上规模最大的电力系统，有效保证了我国经济社会发展对电力的需求。

但是，随着“放开发电计划、放开审批电价”，原有规划体制的制度性基础已经被动摇。“计划生、市场养”将非常难以协调，原有规划方法面临新的挑战，不仅需要考虑市场化的电价和电量形成机制，同时还要考虑在“双碳”目标下规划目标从“用上电、用好电”扩展为“用上电、用好电、用绿电”。从国际经验看，随着绿电使用比例的增加，终端用户电价会快速上升，而市场机制能够最高效率地选择绿电的技术种类和投产时序，以及配套的电源种类。从这个角度说，“双碳”目标的提出进一步加大了深化电力市场发展的客观需要。2021年第二十二次深改会上通过的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，进一步吹响了全国范围内以电力现货市场为基础的市场化建设号角，作为电力市场化建设的“龙头”环节——规划，其改革也随之提上日程。

我国电力规划环境的根本性变革

目前，我国电力工业的发展已经历了十三个“五年”规划。在传统的规划中，发电机组的接入位置、电力的价格、机组各年度发电计划等均由政府有关部门确定，机组的开机方式、日发电计划（量）等，均由电力调度部门安排，机组生产的电量由电网企业收购。发电企业实质上类似于生产车间，完全服从于政府有关部门的计划安排或电网调度指令。此外，电力运行各项经济指标，例如电价也由政府确定，机组的效益在建设之初已基本明确。但是随着电力市场化改革的推进和“双碳”目标的提出，我国电力规划环境发生了根本性改变：

一是规划阶段电源项目不再确定上网电价和上网电量。传统规划电源项目都是依靠政府制定电量计划、给定电价，随着批发环节核定电价制度的取消，发电机组的电价与电量需要通过市场竞争产生。在现货市场环境下，电价将通过市场竞争形成，不仅与各机组的报价有关，而且还取决于网架结构（考虑阻塞的影响）、负荷需求等因素。总之，电源项目规划无法再简单地依据以往政府定价和历史发电量来预测市场环境下全生命周期内的发电量、电价和收入，因为不考虑市场竞争环境下的规划方式和项目投资经济性的评价方式，准确性会越来越低。

二是商运阶段电网企业不再对发电企业的电量进行统购统销。2015年中发9号文提出“管住中间、放开两头”旨在打破电网企业“统购统销”的盈利模式。2021年10月，1439号文件印发后，推动工商业用户都进入市场，全部燃煤机组上网电量通过市场化交易形成，标志着全部发用电计划放开具备了政策基础。随后，国家发展改革委印发了《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》，对暂无法直接进入市场的工商业用户提供了解决方案，即可由电网企业代理用户参与市场化交易。也就是说，电网企业除了保障居民、农业用户用电外，对于其所代理的工商业用户是需要通过市场化方式从发电企业购电，购电价格随市场波动，并且传导至所代理的工商业用户。由此可见，传统体制下电网统销统购的模式被打破，发电企业要生产多少电量不再由电网企业分配，而是发电企业根据市场交易情况进行经营决策。

三是电力供给侧和需求侧的界限更加模糊。现货市场环境下的新型电力系统，电力的生产不再局限于发电，负荷侧也逐步参与市场，发、用的双向互动将对电力市场和电力系统的运行产生重要影响。未来随着电动汽车普及、储能技术规模化和智能电网技术的成熟，电能生产者和使用者的界限将愈加模糊。负荷侧更频繁、更主动地参与电力市场，意味着传统规划方式下，仅考虑典型日负荷曲线不能满足需要，而必须考虑在价格引导下，负荷侧主体响应电力系统运行需要可能做出的用电行为调整以及给电力系统带来的影响。

四是高比例新能源的发展将使电源的盈利模式产生变化。由于受目前技术水平限制，新能源多为一次能源、不可控电源，与电力系统的稳定连续运行构成矛盾，而传统电源则多为一次能源、可控电源，但是大部分电源会产生碳排放。随着高比例新能源的发展，未来电力系统中的电源功能会发生两极分化，零碳的风光等电源成为了提供电量为主、顶峰（尤其是季节性顶峰）容量为辅的电源，传统碳排放电源会成为提供顶峰容量保证系统可靠性为主、电能量生产逐步减少的电源。由电能量市场和辅助服务市场构成的传统电力市场将需要考虑提供可靠性的顶峰容量电源的容量成本回收问题，因此，需要在考虑系统可靠性的基础上，建立包括电能量市场、辅助服务市场以及容量成本回收机制（稀缺电价机制、容量市场机制或容量补偿电价机制）在内的电力市场体系。由此可见，仍按照电源传统市场环境下盈利模式来评估电源收益，引导项目投资规划显然已经不适用于新型电力系统建设的要求。

五是新型电力系统建设使变动成本的范畴发生变化。传统规划普遍认为煤电机组的主要变动成本是燃料，水电、风电、光伏、核电等可再生能源的变动成本近似为零或很低，这主要是由于计划体制下电网企业对电力实行统购统销，将所有用户视为一个用户，所有生产者视为一个生产者，生产者内部不同类型的电源要互相协同完成用户侧的需要。而在市场环境下，每个发电企业都将为与自己签约的用户负责，不再义务承担其他电源的调节责任，这样就会使调节成本显性化（也被称为消纳成本）。众所周知，新型电力系统最为稀缺的就是灵活调节资源，那么反向理解就是“不可控”电源（主要包括风电、光伏、径流式水电）和“不可调”电源（主要包括核电、背压式热电和直流专项工程输送的外受电），由于其不能控制、无法准确预知或难以跟随负荷进行调整，所以会产生经济上的损失，这个损失就是这些“不可控”和“不可调”电源的消纳成本。消纳成本必须在电力现货市场中才能够量化，并且随每天的机组组合、调节资源类型和负荷情况等因素发生变化。而消纳成本就是“不可控”和“不可调”电源的变动成本组成部分，甚至对部分电源在部分地区可能占到其电价的50%左右。这些传统规划方法眼中的低变动成本电源，变动成本却大幅上升，确实是市场化带来的“逆直觉”现象。

综上，我国传统的规划方式已经难以适应新型电力系统建设和电力市场发展的需要，电力企业的“铁饭碗”也已经不复存在，新形势下迫切需要对电力规划提出新方法与新模式。

国际电力市场中的经济性规划

电力市场化国家在市场化改革初期，也面临和我国一样需要调整规划方法的问题。经过不断的努力，在世界范围内，电力市场的理论已经比较成熟，这些国家（区域）建立的竞争性电力市场已经运行了20~30年，适应市场化的规划方法也随之成熟。笔者分析了美国PJM和纽约州电力市场以及欧洲电力市场中电力规划方式，并由此对成熟电力市场中电力经济性规划机制和特点进行了总结。

典型国家（区域）市场电力规划方式

美国PJM电力市场。美国PJM运营的电力市场覆盖美国13个州以及哥伦比亚特区的区域。PJM的规划体系包括可靠性规划、市场效率（经济性）规划、电网互联规划和局部电网规划四部分。PJM每年进行一次滚动规划。PJM在完成该区域的可靠性（发电充裕度）规划后，会进行市场效率规划。市场效率规划环节需要对输电规划方案的经济效益进行量化。在市场效率规划过程中，规划人员会提出多种提高市场效率的方案。市场效率规划通过比较这些方案的效益与成本比值，在此基础上提出方案优选建议。这些规划方案必须通过PJM的门槛测试和经济性测试，以此来评价规划方案的经济性。效益是由“电能量市场效益”和“可靠性定价效益”两个指标共同决定，其中电能量市场效益包括系统发电成本和用户购电成本，可靠性定价模型效益与容量市场的费用相关。效益的量化计算主要通过电力市场长周期（时序8760小时）仿真软件完成，长周期仿真软件与PJM市场的技术支持系统所采用的出清模型基本相同。仿真计算数据包含了整个美国东部互联电网的输电系统、发电系统和负荷的详细数据。所有的市场主体都可以使用相关仿真数据进行计算。通过仿真计算后的优选规划方案和建设时序，提交PJM输电规划委员会，经各市场主体讨论和审查后进而形成最终的PJM经济性规划方案。

美国纽约州电力市场。NYISO（New York ISO）负责纽约州电力市场运营和电力系统规划。在经济性规划方面，NYISO每年会进行阻塞评估和资源集中规划（CARIS）。CARIS以历史5年和未来10年为周期，分析纽约州主干网架的阻塞情况。通过对用户购电成本中阻塞成分的量化分析，提出最严重的阻塞通道。针对这些通道，提出减少阻塞的可选规划方案。规划方案中，除了常规的新建输电设备，也包括在阻塞区新建机组和实施需求侧管理等方案。通过量化计算各个规划方案对市场的经济效益，对方案进行排序和优选。其中，评价每个规划方案对全市场经济效益的核心指标是纽约州范围内系统总发电成本降低金额的现值，降低的金额即是在“有”和“无”缓解阻塞的规划方案情况下系统发电成本的差值。与PJM一样，规划方案的效益分析也采用电力市场仿真系统进行计算。仿真系统的核心算法基于NYISO的市场出清优化和节点边际电价模型。规划人员会构造规划周期内纽约州电力系统的电源侧、电网侧、负荷侧以及煤价、气价等一次能源的仿真数据。规划人员采用仿真系统计算每个规划方案在整个规划周期（15年）内的经济效益现值，以实现对不同规划方案效益成本比的计算。另外，规划决策还会参考其他指标，包括失负荷损失费用、购电成本、容量市场费用、碳排放费用等。值得注意的是，除容量市场费用外，所有效益指标均通过电力现货市场仿真量化分析获得。

欧洲电力市场。在欧洲，不仅各个国家进行了电力市场化改革，也形成了欧洲跨国电力市场。所以不仅欧洲各个国家内部需要进行输电经济性规划，跨国的输电通道经济性规划对欧洲电力市场也有着重要影响。英国能源监管机构Ofgem要求英国国家电网公司（实时平衡市场运营商）每年对未来10年电力系统进行规划和评估。在Ofgem的监管下，英国国家电网公司必须选择适当的电网规划方案和合理的投运时间，目标是使英国的电力用户经济利益最大化。需要量化分析每个规划方案的净效益（效益-投资），根据净效益对不同的规划方案的建设时序进行优选。在欧洲跨国市场的输电经济性规划方面，欧洲输电运营商联盟ENTSO-E提出了评价跨国输电通道规划的多维考虑因素，包括社会经济福利、可再生能源消纳、碳排放等。其中社会经济福利是输电规划方案的核心评价指标，社会经济福利效益等于生产者剩余、消费者剩余和所有价区的阻塞租金三部分相加，即需要仿真计算新建的跨国输电通道能否达到在全欧范围内的发电企业效益提升、用户购电成本降低等效果，以此决定跨国输电通道互联落点、输电容量和建设时序。

国外电力市场经济性规划经验总结

一是经济性是规划体系的关键考量。在宏观层面，经济性规划具有政府强制要求的背书，例如美国FERC的890法案要求电力市场运营机构的规划体系要包括经济性规划和成本分摊设计。欧洲的EC 347/2013指令要求ENTSO-E建立效益成本方法体系以实现对每十年期的输电投资组合评估（TYNDP）。在执行层面，每个电力市场运营机构，均建立了完整的规划体系，美欧电力市场在进行电力系统规划时，在保障供电可靠性和运行安全性基础上，均进行全市场的经济性规划。PJM市场的区域输电发展规划（RTEP）包括了可靠性规划、市场效率规划、电网互联规划和局部电网规划。NYISO综合电力系统规划体系（CSPP）包括了可靠性规划（RNA）、经济性规划（CARIS）和公共政策输电网规划。

二是以全市场的效益最大化为目标。从各国规划经验来看，虽然规划考量各有侧重，例如PJM电力市场主要采用电能量市场效益和可靠性定价模型效益，纽约州电力市场的主要效益指标为每个不同类型的解决方案带来的全市场发电成本降低金额，欧洲跨国电力市场的新建输电线路的效益指标为全市场的社会经济福利效益增加值，综合考虑了发电侧、电网侧和用电侧的效益，但共同点是他们所有规划方案都需要评估对全市场的经济效益的影响，并计算效益成本比（高成本方案未必有效、低成本方案未必无效），以实现社会福利最大化。

三是经济性规划决策需要基于严谨的仿真量化分析。电力系统仿真可以对发电侧、电网侧和负荷侧的各类元件实现详细的物理和经济的建模，在考虑电网运行安全的基础上，通过模拟一定周期（如8760小时）内的市场连续出清过程，获得各类经济性指标。电力市场经济性规划正是要依据仿真计算出的各类经济性指标来进行规划方案评估和排序。目前电力市场仿真技术已被国外电力市场运营机构、市场交易主体等机构广泛地应用于市场价格预测、电力系统规划、新能源消纳、新建电源经济性评估等多种重要应用场景。

对我国的启示

预则立、不预则废。我国正处在实现第二个百年奋斗目标和“双碳”目标的关键时期，全国统一电力市场体系相关文件的印发必将推动电力行业运营机制改革，我国电力系统规划应当博采众家之长，学习基于电力市场机制的先进规划方法和经验。

一是在电力市场环境下进行电力规划。目前我国电力的运行、调度方式等已经由传统的计划方式转为市场方式，电力规划应顺应形势发展需要，在电力市场环境下开展电力规划工作。具体体现在以下三个方面：首先是电力市场环境下电价、电量对规划的影响。现货市场下的电价与电量由市场竞争决定，而且均体现电能量的时间和空间的不同价值，因此电力规划也需要充分考虑量、价的时序曲线。其次是电源位置（接入点）的影响。边际电价与系统阻塞有很大关系，阻塞可能使边际电价在局部时段出现大幅的变化，为保障系统稳定运行，需要对电源的位置（接入点）进行评估。最后是省内与省外规划的协调。充分考虑省外送入电源/线路的影响，深入研究对省内电价的影响，在经济性评估的基础上，统筹做好省内和省外电源规划。

二是运用仿真工具为科学规划提供支撑。新型电力系统中，电力系统运行方式将会更加复杂，系统的安全稳定性将会受到更大的挑战。为更加准确地对电源、电网新（扩）建规模等进行规划，需要考虑接入位置、投资时序等各个因素的影响，并据此来进行经济性分析，因此要利用电力系统仿真软件进行量化计算，为电力系统规划提供决策依据。

三是将容量成本回收机制纳入规划方案。保障系统安全稳定运行，是电力系统长期规划中的一项重要内容。经典现货市场理论以机组发电生产的短期边际成本决定市场出清价格，但是单纯依赖现货市场电能量价格会给市场的稳定运行带来隐患，尤其是在以风光为代表的可再生能源发电占比不断提高的电力系统中，系统可靠性需要通过建立容量成本回收机制予以保障。缺乏合理的容量成本回收机制，会使得发电投资风险增加，难以有效引导充足的发电容量投资，从长期来看无法保证发电容量充裕性，这将危及电力系统安全及电力市场稳定。因此，在电力规划过程中，必须充分考虑并设计容量成本回收机制。

四是将电网领域作为规划重点，赋予电源侧一定的自主性。从美国以及英国等国家的电力规划体系中可以看出，其重心在于电网规划，这由电力市场的性质所决定。在成熟的电力市场中，电网负责输电，输电费由相关部门核定；发电具有较强的自主灵活性，可根据电网现状以及公开的相关信息进行决策。因此，在电力市场环境下，政府部门的规划重点应围绕电网企业开展，同时加大电网信息公开力度，向社会公布电网短期以及长期建设方案，每年定期评估电网规划的影响。此外，应赋予发电企业一定的自主选择权，引导发电企业通过市场竞争进行投资决策。

市场机制只能发挥电力系统存量的最大效率，却无法与规划产生的红利规模相比，同样市场机制也不能弥补规划失误产生的损失。基于市场环境下的规划机制，可以充分与市场机制衔接，大幅提高电力系统效率，同时以更加经济的路径实现“双碳”目标。因此，在我国当前深入推进电力市场化改革的关键时期，规划机制的变革势在必行，并且将会对电力行业助力我国实现第二个百年奋斗目标和“双碳”目标作出巨大的贡献！

本文刊载于《中国电力企业管理》2022年01期，作者单位：国能经济技术研究院

原标题：推进“双碳”目标需加快规划机制变革