新型电力系统规划需因“市”而变

电力规划是指导电力工业发展的纲领，是能源规划的重要组成部分，与国民经济和社会发展五年规划相对应和衔接。一部改革开放的电力规划史，记录着我国电力改革、开放、发展的足迹，凝聚着几代电力建设者的智慧和心血。特别是近二十年，电力行业规划部署积极应对气候变化，落实降碳目标，加大力度优化电力结构，持续推进电力市场化改革，为国家经济社会发展、能源转型升级作出了重要贡献。

电力规划的风向因时而变，从计划经济时期的5个“五年计划”到改革开放后市场经济初期的5个“五年计划”，再到2005年起至今的4个“五年规划”，指引着我国电力工业蓬勃发展。2015年我国新一轮电力体制改革启动以来，全国范围内电能量市场、辅助服务市场以及容量机制全面推进，放开两端后发用主体在竞争性环境下的运行行为发生了显著的改变，我国电力规划环境也发生了根本性变革，依附于资源计划配置机制的电力规划已经不适应新型电力系统发展的要求。2022年初，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，健全适应市场化环境的电力规划体系，注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用。

电力现货市场是电力市场的核心。在即将迎来电力“十四五”规划收官和“十五五”规划启动的时间节点，电力现货市场建设也迎来了重要里程碑。2023年，国家发改委、国家能源局连续发布《电力现货市场基本规则（试行）》《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》《关于建立煤电容量电价机制的通知》等电力市场关键性政策文件，山西和广东先后发布其省级电力现货市场转正式运行的通知，电力现货市场建设正在全国稳妥有序实现全覆盖。电力系统规划亟需因“市”而变，适应电力现货市场建设，以市场化思维实现电力资源的优化配置。

规划环境发生了哪些“变”？

变化一：从“管生管养”到“自负盈亏”：电力现货市场中发电企业会以利润最大化为目标进行投资和运营决策

计划体制中，无论何种类型的发电电源，发电装机建设规模、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“三公”安排，机组生产的电量由电网企业收购。既管生（核准项目）又管养（确保投资回收）的计划体制，使得发电企业销售多少电量、卖什么价钱、获得多少收入全都“身不由己”。

在电力市场环境下，发电企业成为“自由身”，会以利润最大化为目标进行投资和运营决策，从投资建厂、签订中长期合约到现货报量报价完全为企业自主行为，自负盈亏。考虑中长期为金融性合约，主要决定发电行为的是现货市场，即市场运营机构会根据发电的日前报量报价优化每台发电机组在运行日的发电功率，并出清节点边际电价。根据现货分时结算规则，发电机组力争在电价高时段多发电，在电价低时段少发电，即电价越高、发电收入越高、利润越高，反之亦然，在极端低价时段，例如0价或负价时，发电会造成亏损。根据这种经营需求，除了报价策略外，发电企业会主动提升灵活性，包括满功率发电能力、深调能力、快速爬坡能力以及快速启停能力，只有具备这些灵活能力，发电才能实现最大化利润或最小化亏损。

变化二：从“按需用电”到“按价用电”：电力现货市场中电力用户会以最小化电费支出为目标决定用电行为

在目录电价时代，任何规模的电力负荷都根据目录电价规定的峰谷平价格及其时段决定其用电行为及费用支出。往往目录电价中的峰谷价格水平难以实质性地影响用户用电特性，更难以实现负荷对电力系统平衡的促进效果，甚至起到反调峰的效果。在年度负荷尖峰时段，主要采取“免费”的有序用电和“付费”的需求响应这两种带有计划经济色彩的方式，都不是符合社会福利最大化的方式。

在现货市场中，供需决定的价格信号对于用户在时间和空间上用电行为引导的效果会更加充分。从时间上看，短期的日内价格和长期的季节价格都会出现更加显著的价格差异，在具备技术能力和不显著影响产能的情况下，用户会调整用电行为以节约用能成本。从空间上看，受到主输电通道长期阻塞的影响，市场中出现明显的价区，具备条件的情况下，通过分区价格信号引导电力用户更多考虑在电源中心或低价区投资建厂，降低自身用电成本同时缓解输电网络阻塞，起到就地消纳和减少网损的作用，进一步节约资源并释放社会福利。

变化三：从“藏在表后”到“走到台前”：电力现货市场为独立储能投资提供了明确的价格信号和商业模式

在计划体制下，传统的上网电价和目录电价体系中没有针对独立储能的价格机制，往往由当地电力主管机构给定充放电价格、次数、经济补偿等。这些定制化政策存在较大隐患，一是政策不稳定，任何管制电价都存在调整的风险，特别是将成本作为定价基础，当成本下降时，价格必然会受之影响。二是政策不到位，储能补贴的付费主体不明，当强制要求某类主体承担补贴费用时，在没有明确经济责任的情况下，必然会产生纠纷。三是存在恶性竞争，固定补贴或以示范方式确定个别项目享受政策，很可能出现劣币驱逐良币的状况。以上原因导致要么独立储能“算不过来账”，要么只能藏身于发用主体的内部，当做辅助技术手段，为单一主体服务，甚至沦为“路条”配而不用。

电力现货市场为包括抽水蓄能和新型储能的独立储能提供了明确的收入模式，即从短期运行层面，独立储能会根据日前预测现货价格以优化其充放电计划，实现低价充电和高价放电以赚取电能套利收入。从长期投资层面，在现货市场价格的驱动下，储能投资商会自发评估一个市场在未来是否有足够的投资收益率，即经常性地出现足够高的现货市场价差，以确定足够的收入回收投资。因此，现货市场的短期和长期价格信号会引导存量储能的运行和新增储能的投资决策。

变化四：从“赚购销差价”到“收过网费”：电力现货市场要求电网企业充分衔接电网投资与电力市场效益的关系

在计划体制下，采用“三公”调度方式，发电侧和储能侧的调控较为规律，考虑到负荷的刚性，长期的电力系统潮流的规律性相对较强。由于发电侧采用固定上网电价、用户侧采用目录电价的结算方式，电网企业在赚取“购销差价”的经营模式下，何种电网结构对发用双侧的经济效益没有任何影响。

在现货市场中，电网企业统购统销的传统经营模式发生彻底转变，由购销差价带来的售电收入转变为成本控制和投资管理水平的提升。同时，电网企业投资规模受到更加严格的监管，2020年国家发改委和国家能源局发布《关于加强和规范电网规划投资管理工作的通知》，强化了电网投资监管，提出“电网规划要按照市场化原则，与相关市场主体充分衔接”等要求。投资回报率受到严格监管，要求电网规划准确反映电网投资与电力市场运营效益的关系，依据市场主体经济效益优选规划方案，为电网投资监管和输配电价核定提供充分的规划依据，保障电网企业的经营效益。

规划为什么需要“变”？

电力系统规划主要针对未来在何时、何地、建设何种类型的和多大规模的发电和电网设施，主要流程为负荷预测、电源规划、电网规划。传统的电力系统规划以源网荷的物理特性为重点考虑因素，负荷预测主要根据经济社会发展、负荷的历史发展趋势来预测未来“刚性”最大负荷和用电量；电源规划主要是以满足“刚性”负荷供应、清洁能源需求，考虑资源特征，形成以传统的火电、水电和新能源为主的各类电源建设目标；根据负荷和电源的规划，考虑夏冬大方式的模式，基于对极端电力系统工况进行潮流、稳定和短路等分析手段，提出电网规划方案以满足电网运行的安全性；规划经济性分析主要是针对投资成本分析，由于发用环节均为固定电价，因此未以投资主体的预期收入以及经济效益作为规划环节的关键评估内容。传统的电力系统规划已不适应电力现货市场环境，没有考虑到市场环境下各规划要素的经济行为，必然会出现传统规划手段在市场环境下的资源错配和经济低效，无法有效发挥市场在资源配置中的决定性作用。

原因一：规划会影响市场

规划决定或影响的是源网荷储的量，在市场中，供需方的量决定了充裕还是紧张，进而会影响价格以及市场主体的经济性。

负荷预测是规划工作的先导，直接影响发电和电网的规划方案。随着全体工商业进入市场，特别是代理购电规模的逐步下降，在市场中工商业用户的价格响应型负荷必然会在高价时主动转移负荷，那么常规方法的最大负荷预测就会超出未来实际用电负荷，进而导致发电和电网的规划规模都会不合理增加。

电源规划影响电力市场的供应。未来新增的火电、新能源等发电资源将进入市场竞争，供应侧竞争将影响电价水平。当规划导致过度的电源建设，会使未来市场中供给侧过度充裕，进而造成恶性竞争，地板价的频度和时长都将增加，进而导致发电侧整体收入水平的下降。

电网规划影响电力市场中的阻塞状况。电网阻塞是各个节点电价形成的主要影响因素，因此电网的结构和约束会直接影响市场主体经济性。电网安全约束是影响电价和发电方式的关键因素，因此虽然电网不是显性的市场交易主体，但是电网在很大程度上影响交易的量价和市场经济性。比如，甘肃市场中的四鱼主断面将甘肃市场分为河东和河西价区，由于断面的阻塞，低成本新能源聚集的河西地区送至负荷聚集的河东地区频繁受限，形成了河西窝电、河东高价的局面。类似的还有蒙西市场中的呼丰断面、江苏市场中的过江断面等。因此，合理的电网规划能够缓解未来市场中的阻塞，阻塞下游的电价水平会相对降低，有效降低用户购电成本，而阻塞上游的低成本发电资源能够更多的送出，发电窝电情况得以缓解。

原因二：市场会影响规划

在电力市场中，发电侧、储能侧以及负荷侧的运行和投资行为主要由经济效益决定，市场会最终决定规划目标能否实现。

在电源侧，投资商会根据对未来市场的价格和发电量的预测，进行投资经济性分析，如果未来现货价格过低，当前的一些市场的光伏加权平均电价以及消纳情况，在无配套场外机制（如政府授权合约、强制配合等）的情况下，已经难以支撑未来的持续投资。这里不是市场设计本身出现问题，而是在近0边际成本的光伏占比过多的市场中，光伏大发时段的电能本身的边际价值很低，低到了0价或者负价。

在负荷侧，用户会根据现货市场的高价、低价情况调整用电行为，特别是过高的价格会使用户转移用电行为，那么原本常规技术预测的未来最高负荷，由于价格的引导，而不会达到原本的预期水平。而且，在电力市场的激励下，分布式电源、电动汽车、虚拟电厂等新型负荷蓬勃发展，主动参与市场交易，增加了负荷预测的复杂性。

在储能侧，投资商会判断未来现货市场的价差水平，大量的储能入场后，在其他系统条件不变的情况下，由于趋同的充放电行为，会导致低价上升和高价下降进而价差下降的情况，当价差下降到储能投资临界点时就不会再有投资者进入。自主投资行为一方面有利于保证储能投资商的收益，另一方面避免由于政府盲目强制配套要求，最终导致用户的经济效益损失。

在电网侧，电网规划要应对复杂的电力市场环境，应对电源建设不确定性导致的站点布局及线路建设时序变化、电力交易不确定性导致的系统潮流及分布均衡性变化、电价与需求响应机制不确定性导致的负荷大小及特性变化等，使规划方案具有适应各种运行条件变化的应变能力。

在不考虑电力现货市场影响的情况下，传统的仅侧重安全的规划方法可能会出现经济低效的结果，会导致发电侧恶性竞争、用电侧购电成本难以降低、储能侧无法发挥调节效益等问题，进而形成了社会资源的低效利用，并且最终会由用户承担规划成本。

规划如何应对“变”？

在新型电力系统规划中，行业遇到能源不可能三角的困惑，即可靠、清洁和经济无法同时获得。电力市场下的电力规划或许能为这一难题提供新的思路，即以电力保供（可接受的最高缺电水平）和能源转型（实现“双碳”目标的可再生能源发电量）为边界，在电力市场环境下，通过规划以最低的投资和变动成本实现上述目标。

应变一：负荷预测应充分考虑用户的价格响应行为。仅考虑典型日负荷曲线已不能满足需要，而要在传统的中长期负荷预测技术基础上，考虑电力价格波动、需求侧响应机制、用户行为心理等多种市场因素对负荷弹性的影响，通过高占比类型的工商业负荷的用电灵活性和成本承受力的分析，结合未来现货市场的价格趋势，合理调整最大负荷预测水平。

应变二：电源规划应充分考虑容量成本回收机制。在现有可靠性管理体系中增加电力系统整体供电可靠性标准，即可承受的最高缺电水平，并结合“双碳”目标进程确定新能源消纳量或碳排放量，作为电源优化规划的主要边界，形成煤电、新能源、煤电可调能力、储能等规划方案。在成熟的电力市场环境下，电源投资主要交由市场去完成，电源规划起到确定供给侧总需求的功能。但在实践中，市场的长期动态均衡与市场主体的短期运营需求往往并不一致，可能产生电能市场丢钱（Missing Money）问题，从而可能扭曲投资结构。这种情况下，应及时完善市场模式，在评估未来电能量市场收入的基础上，合理设计容量成本回收机制，以保障发电企业投建电源的经济性，促进规划目标的实现。

应变三：电网规划由以安全为核心向以安全为基础、市场效益为中心转变。在传统考虑安全性的电网规划基础上，开展经济性输电规划。按照市场配置资源的决定性作用规律，主要由市场价格信号引导规划，在满足安全约束的基础上，考虑电力市场成员的经济效益，包括系统总生产成本、用户总购电费用、阻塞成本、发电企业净收入等，建立科学的评价指标体系，优选市场经济性好、效率提升显著的方案组合，合理安排电网建设和投资时序，建立以电力市场的社会福利最大化为目标的精准投资规划体系。

应变四：探索源网荷储综合规划方法。传统的规划方法按照负荷预测、电源规划和电网规划的流程顺序执行。但如前所述，规划与市场之间存在相互影响，源网荷储的运营也存在耦合关系。综合规划是以发电资源（煤电、新能源等）、灵活性资源（煤电灵活性改造、储能）以及用户侧调节资源（价格响应型负荷）作为规划手段，并考虑市场环境下的发用储侧的运营行为，以可靠、清洁、转型等宏观目标为边界，通过综合优化规划方法求解源网荷储规划方案。基于规划方案，再通过电力现货市场长周期仿真进行规划方案验证，即在8760小时范围内，存量和增量的电力系统能否满足宏观规划目标。

习近平总书记高度重视规划在建设发展中的引领作用，明确指出“规划科学是最大的效益，规划失误是最大的浪费，规划折腾是最大的忌讳”。电力系统规划是项复杂的系统工程，在我国电力资源配置处于“计划向市场转型期”、电力系统处于“新型电力系统过渡期”的重要节点，电力系统规划面临更大的挑战，规划工作者应因时而进、因势而新、因“市”而变，充分考虑我国电力市场改革进程，转变规划思路和模式，真正发挥好规划的引领作用，为新型电力系统建设提供有力支撑。