按照我國對世界的莊嚴承諾，我國將力爭2030年前二氧化碳排放達到峰值、努力爭取2060年前實現碳中和。二氧化碳排放達到峰值和實現碳中和，在業內被簡稱為“雙碳”。我國尚處于工業化發展階段，人均GDP剛過1萬美元，經濟發展和改善民生任務艱巨，能源電力消費還將增長;同時，我國碳排放總量大、強度高，實現“雙碳”目標時間偏緊。就電力行業而言，不僅要實現對化石能源發電的清潔替代，還要承接工業、交通、建筑等領域轉移的能源消耗和碳排放，服務全社會降碳脫碳，壓力更大、時間更緊。電力行業若要如期實現“雙碳”目標，則硬件方面需要建設以新能源為主體的新型電力系統，這已經成為全行業的共識；軟件方面需要建設以市場化為主體的新型電價形成機制（批發側），這是目前國內實現“雙碳”目標的機制性基礎，也是很多“雙碳”研究者沒有重視的領域。

“雙碳”目標的實現離不開批發側新型電價形成機制

要實現“雙碳”目標，既需要符合“雙碳”要求的“硬件”，也需要能夠驅動“硬件”正常工作的“軟件”系統（機制）建設。在有關“雙碳”目標所需的硬件方面，行業內已有了較為清晰的回答，那就是建設以新能源為主體的新型電力系統。需要指出的是，這里的新能源為主體并不能簡單地理解為現存的風、光等低碳或者零碳電源為主體，畢竟“雙碳”目標的最小跨度為10年，碳中和的目標跨度為40年，到底什么是未來碳中和所需要的新能源技術組合和發展路徑，在今天的認識里還不能百分之百確認，還需要依據對科技不斷發展的預判以及實際情況進一步作出選擇。但有一點全行業相對確定，也就是在碳達峰目標的2030年這個節點，我們仍將依靠電網作為源荷儲的主要銜接手段。

“雙碳”目標的“軟件”部分沒有引起行業主流的足夠關注。也許有人會說，“雙碳”目標既然需要在2030年前主要依靠電網作為源荷的主要銜接手段，那么電網調度體制順理成章的就是“雙碳”目標所需要的軟件部分，很遺憾這個回答過于浮于表面。確實，在過去40年間我國電力工業高速發展的歷程中，電力調度機構通過規范化、精細化的管理，讓業內業外對其評價都是“看起來無所 不能”。但是必須要指出的是，電力調度機構所表現出來的“無所 不能”，并不是電力調度機構自身的能力表現，真正驅動電力系統健康運行的“操作系統”是一套完整的批發側電價機制，這里頭包括標桿電價制度、以標桿電價為“錨”的其他電源上網電價制度，還包括容量電價和輔助服務電價等。電力調度機構是一個制度的執行機構，其發揮作用的背后是批發側電價機制。例如，如果沒有發電側輔助服務電價制度，電力調度機構并不能解決大規模風力、光伏發電大發展引發的消納問題，因此，寄希望于電力調度機構解決“雙碳”目標下的更大規模風力、光伏發電引發的更大規模消納問題是不現實的，在未來繼續考核電力調度機構風電、光伏發電上網消納95%以上的指標更是不合適的。完成這一任務、解決這一問題需要的是批發側新型電價形成機制。換句話說，“雙碳”目標的軟件機制就是適應新型電力系統的電價機制[1]。

批發側新型電價形成機制涉及的主要內容

新型電力系統將使用新能源作為電量的主要來源，同時要依靠電網將源荷連接，新型電力系統的運行要求量級增長的輔助服務，要求更為可靠的有效容量，這是相對傳統電力系統最大的變化。傳統電力系統批發側以傳統電源為主，傳統電源是典型的“雙大”電源，即既能滿足電力系統需要的大電量，又能滿足電力系統高峰負荷需要的大有效容量。新型電力系統下的主力能源，由傳統電源變化為大電量、小有效容量的新能源。因此，批發側新型電價形成機制不能簡單地和傳統電力系統批發側電價形成機制一樣，以綜合電價為主，而是要按照功用分類別形成電價機制，包含但不限于電能量價格、輔助服務價格、容量回收機制和電力系統運營價格。

電能量價格：主要指電源生產1千瓦時有功電量的價格，有功電量就是真正用來做功的電量，可以轉化為熱能、光能、機械能或化學能。無功功率，并不是“無用”的電功率，只不過它的功率并不轉化為機械能、熱能而已，但是無功功率不參加電能量價格的形成。電能量價格在市場環境下主要通過電力現貨市場形成，在分散式市場中，也可以主要由遠期合同價格確定。

輔助服務價格：輔助服務是指在正常電能量生產以外，由發電機組或用戶提供的其他電力服務，在電力現貨市場背景下主要為調頻和備用，另外部分用戶可以提供可中斷負荷服務。由于輔助服務的基本特點是為全系統提供，無法確認具體的受益者，技術層面只能由調度機構提出需求，由可提供的市場主體通過輔助服務市場競爭形成價格。

容量回收機制價格：針對我國國情，容量回收機制價格可以通過市場主體對有效容量競價形成單位有效容量的容量回收機制價格。這里的容量回收機制是按照一定的概率，各類型電源根據其不同的技術特性，將其銘牌容量折算為有效容量，按照有效容量獲得回報。有效容量（含外來線路）的總量不超過當地最大負荷和旋轉備用之和。傳統容量電價機制一般是分機組類型核定，按照成本加成方式回收，這是與市場化容量回收機制不同的地方。

電網運行價格：在電能量價格、輔助服務價格和容量回收價格制外，電力系統運行還存在著啟停費用、阻塞費用、必開機組補償費用等與電力系統運行密切相關的費用，這部分費用也需要轉換為電網運行價格在用戶側得到回收。

要將批發側電價形成機制由原來的綜合電價轉化為分項價格的核心原因，是未來的新型電力系統中的電源分工更加精細，部分電源基本上不提供電量，甚至消耗電量，主要提供輔助服務；部分電源基本上不提供電量，但主要為電力系統的高峰負荷提供有效容量。在這種情況下，無法以綜合電價為主的方式形成批發側電源電價。

批發側新型電價形成機制要基于現貨市場

從上述批發側電價形成機制來看，新型電力系統批發側電價形成機制主要基于電力市場，特別是現貨市場進行設計。其核心原因主要是相對傳統電力系統，新型電價形成機制必須要解決傳統核價機制一直沒有解決的四個問題：

及時性問題：傳統核價機制在批發側按照某一類型電源一定時間周期和地理范圍的平均成本進行核價，核價的頻率較低、周期較長，不能很好地反映即時的供需。基于電力現貨市場的新型電價形成機制，可以以日為周期反映供需情況，直接引導發用兩側的行為，頻率高、周期短、靈活性強。

計價準確性問題：電力商品的特殊屬性表現為由于即時平衡，引發的時間信號和位置信號，特別是時間信號產生的機會成本。例如，輔助服務的計價分為兩個部分，其一是輔助服務提供量，其二是輔助服務的機會成本。因為，對于既能夠提供電能量生產，又能夠提供輔助服務的電源種類，輔助服務的回報，必須既包括輔助服務提供量獲得的回報，也要回收由于提供輔助服務，部分或全部容量不能參加電能量生產的機會成本，因此，輔助服務的計量必須以電力現貨市場為基礎，傳統核價體系無法準確確定。

技術選擇問題：新型電力系統建設過程中，將出現大量的新技術和新業態。與傳統電力系統建設過程中，我國電力工業是跟跑者的定位不同，新型電力系統建設，我國的電力工業將和世界主要電力強國同臺競速。因此，對于新技術的選擇，將毫無先行經驗可以參考，造成傳統核價機制下對某一種新技術進行定向支持的做法難以施行。在新型電力系統的探索過程中，我們必須要將各種同樣功用的技術推進市場，通過市場對各種技術的可行性和性價比進行甄別，形成價格政策能夠支持的“短名單”。

源荷模糊問題：傳統電力系統將電力系統分為發輸配售四大主要環節，在新型電力系統下，電源和負荷的界限明顯模糊，一個電力消費者在另一個時段可能是電力生產，反之亦然。對于這種角色隨時空不斷轉換的情況，是成本加成法測算難以考慮的，不如交給市場即時定價。

能源領域有一個著名的規律性論斷，叫做能源“不可能三角”，“不可能三角”包括三個要素“可靠、清潔、經濟”，即能源供應的可靠、清潔和經濟不可能同時達到。談到電力行業的“雙碳”目標，具體來說就是保證高可靠性地使用高比例的清潔能源，需要付出經濟上的代價，也就是電價上升。很多學者和專家曾認為，能源“不可能三角”需要在一定階段發生作用，并且隨著可再生能源的投資成本快速下降，可以在一定時期內忽略能源“不可能三角”的作用，前一段被黨中央、國務院指出的“運動式碳中和”就是在這種思維方式指導下，產生的具體行為。8月以來，全國范圍內的電力供應緊張，就用事實證明能源“不可能三角”現在就在發揮作用，沒有新的“軟件”配合，“硬件”在發展的道路上“裸奔”，一定會產生不能定義為“轉型期”陣痛的麻煩。

當我國快速發展新能源，過快放緩燃煤發電的發展，并且執行傳統價格機制的時候，自然而然出現了錯峰、避峰、限電、拉路的情況，其經濟學內核就是，當清潔能源比例快速上升，電價水平上漲受阻，電力系統的可靠性就會出現下降，由于燃料供應緊張而引起的拉限電只是表現形式之一。10月11日，國家發改委按照黨中央、國務院的要求，印發了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號），徹底取消燃煤發電基準電價，推動燃煤發電進入市場，擴大了市場交易的波動幅度，推動全部工商業用戶進入市場，是按照經濟規律辦事的重大舉措。可以說該文件的印發，將成為我國“雙碳”背景下批發側電價改革的起點，將從傳統的核價體系走向市場化定價。

在保供如此艱難的時刻，黨中央、國務院沒有選擇計劃手段，而是選擇相信市場機制的力量，堅持市場化解決問題的道路，打破了有些人指出的“供應緊張不能建設市場”的主觀臆測，充分說明了黨中央、國務院通過軟硬結合建設新型電力系統、達成“雙碳”目標的決心。相信，“雙碳”背景下的批發側電價形成機制改革不久后將在我國變成現實！

[1]本文主要討論批發側電價機制。