2020年12月中上旬，湖南、浙江兩省在冬季電力供應壓力下相繼啟動有序用電措施。緊接著，全國范圍內，江西、湖北、廣西、河北、成都、重慶、西安、上海等地最高用電負荷創下記錄，引起全國關注。江西、廣西、成都、西安、上海相繼提出限電計劃，而蒙西烏蘭察布則是從11月就開始對高耗能行業限電。

據國家發展改革委回應，多地出現限電的主要原因，一是工業生產快速恢復拉動用電增長；二是極寒天氣增加了用電負荷；三是外受電能力有限和機組故障增加了電力保供的困難。而據筆者分析，電煤供應不足、能源消耗總量和強度的“雙控”和“減煤”等措施的實施和電源、電網規劃不合理也是缺電的重要因素。

國家發展改革委表示已會同有關部門和電力企業，積極采取措施切實保障電力需求。下一步將繼續指導各地和電力企業做好電力供應保障各項工作，提高發電能力，優化運行方式，多渠道增加電煤供應，及時協調解決電煤運力，切實保障電力需求。對一些確實存在短期電力供應缺口的地區，科學合理調度，確保居民生活用電不受影響。

值得注意的是，近年來我國電力裝機（特別是煤電裝機）一直處于產能過剩的狀態，煤電利用小時數長期在4000小時徘徊，可再生能源棄電現象也時有發生。因此，此次缺電主要表現在用電高峰時段電力供應緊張，缺的是“電力”而非“電量”，除國家發展改革委所提措施外，還可采取的措施包括：完善電源側調峰、用戶側和需求側響應及可中斷負荷機制，發展分布式發電和先進儲能技術等。筆者將重點從市場環境下的分時電價機制、需求側響應和可中斷負荷機制及發輸電容量充裕度保障機制三個方面探討可能緩解缺電局面的體制機制問題。

完善市場環境下的分時電價機制

分時電價作為基于價格的有效需求響應方式之一，通過在負荷高峰時段適當調高電價、低谷時段適當降低電價的價格信號來引導用戶制定合理的用電計劃，從而將高峰時段的部分負荷轉移到低谷時段，達到削峰填谷、平衡負荷的目的。分時電價是一種可有效反映電力系統不同時段供電成本差異的電價機制，作為一種基于價格的需求響應方式，早期被大力推行的主要原因是用電負荷增長過快，電源建設跟不上負荷需求的增速，需要削峰填谷。目前，多數國家和地區電力供不應求的情況已大大緩解，但依然積極推廣分時電價機制，其原因包括：緩解供電壓力、提升供電設備利用效率、緩解季節性用電緊張、促進新產品（包括蓄熱鍋爐、蓄冷空調、電動汽車、儲能、5G等）的開發和應用。為促進可再生能源消納，美國加州等地區正在按照光伏發電曲線特性制定實施分時電價：在光伏發電高峰期，按低谷電價向用戶收取電費；對日落后增長的電力需求，考慮啟動天然氣調峰發電的成本，按高峰電價向用戶收取電費。

分時電價機制與電力市場改革并無矛盾。以美國電力市場為例，批發側的電價（對應我國的上網電價）一般采用節點邊際電價（LMP），由ISO/RTO運行相應的安全約束機組組合（SCUC）和安全約束經濟調度（SCED）模型計算得到，一般按照每小時的負荷加權平均LMP進行定價。而零售側電價（即公共事業服務公司或零售商賣電給電力用戶的電價）往往采用固定電價（含階梯電價）或分時電價制度，只有德州電力市場等引入了“批發指數費率”，使零售電價與批發電價的變化直接掛鉤，但也不是實時變化的。智利是世界上第一個進行電改的國家，為鼓勵可再生能源消納并增加競爭，2014年引入了帶時標的能量塊交易，允許發電機在一天中針對特定的時段進行投標，而不是限定必須24小時供應電力。在我國電力市場，由于目前依然是以中長期交易為主要形式，大多數省份依然保留了改革前的分時電價結構。總而言之，分時電價機制并非一定是計劃經濟模式的產物，和電力市場機制并不存在根本性矛盾。

在2020年11月25日國家發展改革委、國家能源局發布的《2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》（發改運行〔2020〕1784號）中，為拉大峰谷差價，明確提出“交易雙方簽訂分時段合同時，可約定峰谷時段交易價格，也可參考上一年平均交易價格確定平段電價，峰谷電價基于平段電價上下浮動。”（即國家發展改革委電力中長期合同“六簽”要求之“分時段簽”。）而在此之前，江西、浙江等省份已先期開展了中長期分時段交易的研究和探索。國家發展改革委也將“江西先行先試開展電量分時分段模擬交易”列為首個電力中長期合同“六簽”工作典型經驗并在全國推廣。江西省之所以提出中長期分時段市場化（物理合同）交易，正是因為提前考慮到受省內煤電建設進度滯后于規劃預期、跨省跨區通道輸送能力不足等因素影響，未來若干年全省電力供需形勢總體趨緊，局部時段將出現電力供應缺口，電力供需形勢嚴峻。它是為積極應對用電高峰時期電力供應的緊張形勢、有效利用市場化手段引導電源調峰和用戶削峰填谷而進行的大膽嘗試，對缺電局面的緩解應有相當的促進作用。

利用需求側響應和可中斷負荷機制

緩解缺電局面

在市場化環境下，需求側響應將通過市場價格來引導用戶，使其調整自身的用電行為，以保障電力系統的安全穩定可靠電力供應，提高需求曲線彈性，減少電價波動。目前，需求響應資源包括激勵型需求響應資源和價格型需求響應資源。激勵型需求響應資源主要是在電網緊急狀態下由調度中心協助實施，包括調頻和備用資源。價格型需求響應資源是在市場電價變化下由用戶主動響應，體現用戶的主動性。

國外需求響應發展比較成熟，其中美國和歐洲需求響應實施一直走在世界前列。20世紀70年代，美國就開始出現負荷管理和可中斷供電電價，但一直到2005年《能源政策法案》（EPA）出臺后，才開始重視需求響應的發展。之后，美國聯邦能源管理委員會第745號法令出臺，將需求響應整合到美國電力躉售市場，需求響應價格按節點邊際電價結算或等同于能源的躉售市場價，賦予需求側資源和發電側公平競爭的權利。以下主要以美國PJM需求側響應資源為例進行說明。

美國PJM已開展需求響應項目20余年，目前響應資源能參與主能量、容量和輔助服務市場，與其他發電資源公平競爭。參與PJM需求側響應的市場主體有：配電公司、負荷服務實體（LSE）、削減服務提供商（CSP）、終端用戶。其中CSP不出售電能，只是通過提供需求響應服務賺取利潤，這點與LSE不同；終端用戶中大用戶可以LSE或CSP名義直接參與到需求響應中，而小型終端用戶不能直接參與需求響應市場，只能通過CSP或LSE間接參與。PJM提供兩種需求響應資源：激勵型和價格型。目前，激勵型主要包括緊急需求響應和經濟需求響應。

緊急需求響應項目具有調度性，當系統出現緊急狀態時對其負荷進行強制削減，并加以補償，負荷削減量為用戶負荷基線與實際測量負荷水平的差值，補償價格為該用戶所在節點的實時出清價格LMP和500美元/兆瓦時兩者中最大值。在經濟需求響應項目中，響應資源提供者將至少具有100千瓦的負荷潛力并在市場中參與競價，負荷控制方式有用戶主動控制或調度中心強制控制兩種。該項目必須把需求側響應資源作為一種發電資源參與市場，并需要定期接受考核。

激勵型響應資源需要參與批發市場報價，小型終端用戶無法直接參與，缺乏市場信息的透明性，不利于需求側響應的進一步發展。而價格型需求側響應項目（PRD）使小型終端用戶直接參與需求側響應，根據市場的價格來主動調整自身用電行為，無需PJM直接調度也無需參與批發市場競價。價格型響應對市場價格的影響是隱性的，即電能市場和容量市場在原有的負荷預測曲線上增加對PRD的考慮后，發電功率需求下降，市場出清價格下降。PRD資源提供者獲得的收益也是隱性的，激勵型響應資源獲得的收益是直接獲得競價報酬，而PRD資源則是用電成本的降低幅度。

在我國，目前應對電力缺口的主要方式是“有序用電”。例如，2020年12月8日湖南省發改委發布了《關于啟動2020年全省迎峰度冬有序用電的緊急通知》，江西、浙江等地也相繼發布了“有序用電”通知。目前這些“有序用電”都是強制性的，在市場環境下應更多考慮采用市場化的手段（經濟激勵）來實現，利用需求側響應和可中斷負荷機制等機制來緩解缺電局面。

確保市場環境下的發輸電容量充裕度

電力系統安全可靠性指電力系統能夠不間斷地向用戶提供合乎質量標準和數量要求的電力和電量的能力，包括兩方面的內容：即充裕度和安全性。充裕度是指電力系統有足夠的發電和輸電容量，在任何時候都能滿足用戶的負荷需求，充裕度不足是形成缺電局面的重要原因。從充裕度的角度，整個電力系統的可靠性分為與發電有關的可靠性和與輸電有關的可靠性。

用容量市場/補償機制確保發電容量的充裕度

世界各國有效運作的電力現貨市場都表明，現貨價格信號能調節短期市場供需、優化系統運行。但是，現貨市場的稀缺資源價格信號對于激勵新建發電容量、保障電力長期平穩供應方面的作用是存疑的。由于電力負荷、可再生能源出力等的不確定性，現貨價格往往大幅波動，給市場主體帶來巨大的財務風險。另一方面，由于一般電廠投資建設周期都需要數年，電源投資者事實上難以根據短期稀缺價格信號去做長期投資決策。從國際經驗來看，為保障長期電力供給安全，目前包括英國、美國PJM和美國加州等在內的電力市場都已建立起配套的容量市場機制。

以美國PJM容量市場為例，1998年，開創了容量信用交易模式的容量信用市場（Capacity Credit Market，縮寫為CCM）。當年10月15日，第一個月度市場開市；12月31日，第一個日市場開市。2007年，由于市場操縱等問題，PJM采用可靠性定價模式（Reliability Pricing Model，縮寫為RPM）取代容量信用市場，并于當年4月開始正式運行。RPM容量市場是由多重拍賣市場組成的，包括1個基本拍賣市場、3個追加拍賣市場和1個雙邊市場。市場成員也由負荷服務商和容量擁有者組成。基本拍賣市場提前3年舉行。PJM根據對3年后的負荷預測，組織容量擁有者競價，以滿足電網3年后的機組容量需求，購買容量的費用根據規則分攤給負荷服務商。市場主體可以在第一次和第三次追加拍賣中購買容量來替代其無法履約的售出容量，例如工程的延遲或取消、現有機組的毀損等。在目標年份的前1年，PJM將重新進行負荷預測，如果此次預測比基本拍賣前預測高100兆瓦以上，則組織第二次追加拍賣以補足差額，并將購買費用按規則分攤給負荷服務商。負荷服務商可以通過雙邊交易市場獲得其在容量拍賣中未滿足的容量。PJM容量市場吸引了充足的投資來保障未來的電力負荷需求，確保了供電可靠性。

我國學者首創的當量電價機制從解決市場效率和投資充分回報這一兩難問題入手，解決了缺電情況下開放電力市場的重大難題，不但適用于發電市場，也適用于輸電市場及輔助服務市場，值得進一步研究和實踐。

用可用傳輸能力（ATC）監管和輸電權管理確保輸電容量的充裕度

在電力市場環境下，普遍采用“可用傳輸能力”（Available Transfer Capacity， ATC）及其他相關指標來衡量輸電系統的充裕度。1995年美國聯邦能源管理委員會（FERC）頒布了“要求輸電網的擁有者計算輸電網區域間可用傳輸能力（ATC）”的命令。1996年，北美電力可靠性委員會（NERC）給出了明確定義：ATC是指在現有輸電合同基礎之上，實際物理輸電網絡剩余的、可用戶商業使用的傳輸容量。因此有：

ATC（可用傳輸能力）=TTC（最大傳輸能力）-TRM（輸電可靠性裕度）-ETC（現有輸電協議占用的傳輸能力）-CBM（容量效益裕度）。

TTC反映了在滿足系統各種安全可靠性要求下的輸電能力；TRM為輸電可靠性裕度，反映了不確定因素對輸電能力的影響；ETC為現有輸電協議（包括零售用戶服務）占用的輸電能力；CBM反映了為保證ETC中不可撤銷輸電服務順利執行時輸電網絡應當保留的輸電能力。當輸電系統輸送電量過大，致使ATC過小時，隨機干擾可能危及系統運行安全，這時需要削減部分輸電業務，電網處于輸電阻塞狀態。

美國聯邦能源管理委員會2006年頒布的第679號法令“通過價格改革促進輸電投資”和2007年頒布的第890號法令“防止輸電服務中的過度歧視和偏袒”，都旨在確保輸電容量的充裕度和輸電費用的公平分攤。在第890號法令中，聯邦能源管理委員會為輸電基礎設施的投資提供價格激勵，以確保美國大規模輸電系統的可靠性，并通過減少輸電阻塞來降低向電力用戶供電的成本。

在電力市場中，輸電容量可向市場主體拍賣，拍賣方式分為顯式和隱式兩大類。顯式拍賣：確定區域之間或關鍵支路上傳輸容量的極限，考慮安全運行需要的裕度，將剩余的可用傳輸容量進行顯式的拍賣，獲得輸電容量的市場主體才可以進行相應數量的區域之間的能量交易。隱式拍賣：輸電容量的拍賣和能量的拍賣同時進行。不直接對輸電容量進行分配。認為市場主體的出價中，已經包含了能量和傳輸兩種產品（服務）的價格。譬如以美國PJM、德州等為代表的日前、實時市場的安全約束經濟調度，就是一種典型的隱式拍賣。

我國電網規模世界第一，但仍長期存在一些根本性問題，特別是全國電網存在著整體利用率偏低、局部網架結構有待優化、穩定運行壓力大等問題。相對于西方國家，我國輸電網較新、設備冗余度高，500千伏輸電線路輕載情況相對較為嚴重，大部分線路處于長期輕載的情況，只有少數線路負載率超過50%。因此，在市場環境下需要重點關注電網局部“卡脖子”的問題，應在借鑒國外電力市場先進經驗的基礎上研究適合我國國情的解決方案。

本文刊載于《中國電力企業管理》2021年01期，作者單位：華南理工大學電力經濟與電力市場研究所