電力規劃是指導電力工業發展的綱領，是能源規劃的重要組成部分，與國民經濟和社會發展五年規劃相對應和銜接。一部改革開放的電力規劃史，記錄著我國電力改革、開放、發展的足跡，凝聚著幾代電力建設者的智慧和心血。特別是近二十年，電力行業規劃部署積極應對氣候變化，落實降碳目標，加大力度優化電力結構，持續推進電力市場化改革，為國家經濟社會發展、能源轉型升級作出了重要貢獻。

電力規劃的風向因時而變，從計劃經濟時期的5個“五年計劃”到改革開放后市場經濟初期的5個“五年計劃”，再到2005年起至今的4個“五年規劃”，指引著我國電力工業蓬勃發展。2015年我國新一輪電力體制改革啟動以來，全國范圍內電能量市場、輔助服務市場以及容量機制全面推進，放開兩端后發用主體在競爭性環境下的運行行為發生了顯著的改變，我國電力規劃環境也發生了根本性變革，依附于資源計劃配置機制的電力規劃已經不適應新型電力系統發展的要求。2022年初，國家發展改革委、國家能源局發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》提出，健全適應市場化環境的電力規劃體系，注重發揮市場價格信號對電力規劃建設的引導作用。

電力現貨市場是電力市場的核心。在即將迎來電力“十四五”規劃收官和“十五五”規劃啟動的時間節點，電力現貨市場建設也迎來了重要里程碑。2023年，國家發改委、國家能源局連續發布《電力現貨市場基本規則（試行）》《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》《關于建立煤電容量電價機制的通知》等電力市場關鍵性政策文件，山西和廣東先后發布其省級電力現貨市場轉正式運行的通知，電力現貨市場建設正在全國穩妥有序實現全覆蓋。電力系統規劃亟需因“市”而變，適應電力現貨市場建設，以市場化思維實現電力資源的優化配置。

規劃環境發生了哪些“變”？

變化一：從“管生管養”到“自負盈虧”：電力現貨市場中發電企業會以利潤最大化為目標進行投資和運營決策

計劃體制中，無論何種類型的發電電源，發電裝機建設規模、機組各年度發電計劃等均由政府有關部門確定，機組的開機方式、日發電計劃（量）等，均由電力調度部門“三公”安排，機組生產的電量由電網企業收購。既管生（核準項目）又管養（確保投資回收）的計劃體制，使得發電企業銷售多少電量、賣什么價錢、獲得多少收入全都“身不由己”。

在電力市場環境下，發電企業成為“自由身”，會以利潤最大化為目標進行投資和運營決策，從投資建廠、簽訂中長期合約到現貨報量報價完全為企業自主行為，自負盈虧。考慮中長期為金融性合約，主要決定發電行為的是現貨市場，即市場運營機構會根據發電的日前報量報價優化每臺發電機組在運行日的發電功率，并出清節點邊際電價。根據現貨分時結算規則，發電機組力爭在電價高時段多發電，在電價低時段少發電，即電價越高、發電收入越高、利潤越高，反之亦然，在極端低價時段，例如0價或負價時，發電會造成虧損。根據這種經營需求，除了報價策略外，發電企業會主動提升靈活性，包括滿功率發電能力、深調能力、快速爬坡能力以及快速啟停能力，只有具備這些靈活能力，發電才能實現最大化利潤或最小化虧損。

變化二：從“按需用電”到“按價用電”：電力現貨市場中電力用戶會以最小化電費支出為目標決定用電行為

在目錄電價時代，任何規模的電力負荷都根據目錄電價規定的峰谷平價格及其時段決定其用電行為及費用支出。往往目錄電價中的峰谷價格水平難以實質性地影響用戶用電特性，更難以實現負荷對電力系統平衡的促進效果，甚至起到反調峰的效果。在年度負荷尖峰時段，主要采取“免費”的有序用電和“付費”的需求響應這兩種帶有計劃經濟色彩的方式，都不是符合社會福利最大化的方式。

在現貨市場中，供需決定的價格信號對于用戶在時間和空間上用電行為引導的效果會更加充分。從時間上看，短期的日內價格和長期的季節價格都會出現更加顯著的價格差異，在具備技術能力和不顯著影響產能的情況下，用戶會調整用電行為以節約用能成本。從空間上看，受到主輸電通道長期阻塞的影響，市場中出現明顯的價區，具備條件的情況下，通過分區價格信號引導電力用戶更多考慮在電源中心或低價區投資建廠，降低自身用電成本同時緩解輸電網絡阻塞，起到就地消納和減少網損的作用，進一步節約資源并釋放社會福利。

變化三：從“藏在表后”到“走到臺前”：電力現貨市場為獨立儲能投資提供了明確的價格信號和商業模式

在計劃體制下，傳統的上網電價和目錄電價體系中沒有針對獨立儲能的價格機制，往往由當地電力主管機構給定充放電價格、次數、經濟補償等。這些定制化政策存在較大隱患，一是政策不穩定，任何管制電價都存在調整的風險，特別是將成本作為定價基礎，當成本下降時，價格必然會受之影響。二是政策不到位，儲能補貼的付費主體不明，當強制要求某類主體承擔補貼費用時，在沒有明確經濟責任的情況下，必然會產生糾紛。三是存在惡性競爭，固定補貼或以示范方式確定個別項目享受政策，很可能出現劣幣驅逐良幣的狀況。以上原因導致要么獨立儲能“算不過來賬”，要么只能藏身于發用主體的內部，當做輔助技術手段，為單一主體服務，甚至淪為“路條”配而不用。

電力現貨市場為包括抽水蓄能和新型儲能的獨立儲能提供了明確的收入模式，即從短期運行層面，獨立儲能會根據日前預測現貨價格以優化其充放電計劃，實現低價充電和高價放電以賺取電能套利收入。從長期投資層面，在現貨市場價格的驅動下，儲能投資商會自發評估一個市場在未來是否有足夠的投資收益率，即經常性地出現足夠高的現貨市場價差，以確定足夠的收入回收投資。因此，現貨市場的短期和長期價格信號會引導存量儲能的運行和新增儲能的投資決策。

變化四：從“賺購銷差價”到“收過網費”：電力現貨市場要求電網企業充分銜接電網投資與電力市場效益的關系

在計劃體制下，采用“三公”調度方式，發電側和儲能側的調控較為規律，考慮到負荷的剛性，長期的電力系統潮流的規律性相對較強。由于發電側采用固定上網電價、用戶側采用目錄電價的結算方式，電網企業在賺取“購銷差價”的經營模式下，何種電網結構對發用雙側的經濟效益沒有任何影響。

在現貨市場中，電網企業統購統銷的傳統經營模式發生徹底轉變，由購銷差價帶來的售電收入轉變為成本控制和投資管理水平的提升。同時，電網企業投資規模受到更加嚴格的監管，2020年國家發改委和國家能源局發布《關于加強和規范電網規劃投資管理工作的通知》，強化了電網投資監管，提出“電網規劃要按照市場化原則，與相關市場主體充分銜接”等要求。投資回報率受到嚴格監管，要求電網規劃準確反映電網投資與電力市場運營效益的關系，依據市場主體經濟效益優選規劃方案，為電網投資監管和輸配電價核定提供充分的規劃依據，保障電網企業的經營效益。

規劃為什么需要“變”？

電力系統規劃主要針對未來在何時、何地、建設何種類型的和多大規模的發電和電網設施，主要流程為負荷預測、電源規劃、電網規劃。傳統的電力系統規劃以源網荷的物理特性為重點考慮因素，負荷預測主要根據經濟社會發展、負荷的歷史發展趨勢來預測未來“剛性”最大負荷和用電量；電源規劃主要是以滿足“剛性”負荷供應、清潔能源需求，考慮資源特征，形成以傳統的火電、水電和新能源為主的各類電源建設目標；根據負荷和電源的規劃，考慮夏冬大方式的模式，基于對極端電力系統工況進行潮流、穩定和短路等分析手段，提出電網規劃方案以滿足電網運行的安全性；規劃經濟性分析主要是針對投資成本分析，由于發用環節均為固定電價，因此未以投資主體的預期收入以及經濟效益作為規劃環節的關鍵評估內容。傳統的電力系統規劃已不適應電力現貨市場環境，沒有考慮到市場環境下各規劃要素的經濟行為，必然會出現傳統規劃手段在市場環境下的資源錯配和經濟低效，無法有效發揮市場在資源配置中的決定性作用。

原因一：規劃會影響市場

規劃決定或影響的是源網荷儲的量，在市場中，供需方的量決定了充裕還是緊張，進而會影響價格以及市場主體的經濟性。

負荷預測是規劃工作的先導，直接影響發電和電網的規劃方案。隨著全體工商業進入市場，特別是代理購電規模的逐步下降，在市場中工商業用戶的價格響應型負荷必然會在高價時主動轉移負荷，那么常規方法的最大負荷預測就會超出未來實際用電負荷，進而導致發電和電網的規劃規模都會不合理增加。

電源規劃影響電力市場的供應。未來新增的火電、新能源等發電資源將進入市場競爭，供應側競爭將影響電價水平。當規劃導致過度的電源建設，會使未來市場中供給側過度充裕，進而造成惡性競爭，地板價的頻度和時長都將增加，進而導致發電側整體收入水平的下降。

電網規劃影響電力市場中的阻塞狀況。電網阻塞是各個節點電價形成的主要影響因素，因此電網的結構和約束會直接影響市場主體經濟性。電網安全約束是影響電價和發電方式的關鍵因素，因此雖然電網不是顯性的市場交易主體，但是電網在很大程度上影響交易的量價和市場經濟性。比如，甘肅市場中的四魚主斷面將甘肅市場分為河東和河西價區，由于斷面的阻塞，低成本新能源聚集的河西地區送至負荷聚集的河東地區頻繁受限，形成了河西窩電、河東高價的局面。類似的還有蒙西市場中的呼豐斷面、江蘇市場中的過江斷面等。因此，合理的電網規劃能夠緩解未來市場中的阻塞，阻塞下游的電價水平會相對降低，有效降低用戶購電成本，而阻塞上游的低成本發電資源能夠更多的送出，發電窩電情況得以緩解。

原因二：市場會影響規劃

在電力市場中，發電側、儲能側以及負荷側的運行和投資行為主要由經濟效益決定，市場會最終決定規劃目標能否實現。

在電源側，投資商會根據對未來市場的價格和發電量的預測，進行投資經濟性分析，如果未來現貨價格過低，當前的一些市場的光伏加權平均電價以及消納情況，在無配套場外機制（如政府授權合約、強制配合等）的情況下，已經難以支撐未來的持續投資。這里不是市場設計本身出現問題，而是在近0邊際成本的光伏占比過多的市場中，光伏大發時段的電能本身的邊際價值很低，低到了0價或者負價。

在負荷側，用戶會根據現貨市場的高價、低價情況調整用電行為，特別是過高的價格會使用戶轉移用電行為，那么原本常規技術預測的未來最高負荷，由于價格的引導，而不會達到原本的預期水平。而且，在電力市場的激勵下，分布式電源、電動汽車、虛擬電廠等新型負荷蓬勃發展，主動參與市場交易，增加了負荷預測的復雜性。

在儲能側，投資商會判斷未來現貨市場的價差水平，大量的儲能入場后，在其他系統條件不變的情況下，由于趨同的充放電行為，會導致低價上升和高價下降進而價差下降的情況，當價差下降到儲能投資臨界點時就不會再有投資者進入。自主投資行為一方面有利于保證儲能投資商的收益，另一方面避免由于政府盲目強制配套要求，最終導致用戶的經濟效益損失。

在電網側，電網規劃要應對復雜的電力市場環境，應對電源建設不確定性導致的站點布局及線路建設時序變化、電力交易不確定性導致的系統潮流及分布均衡性變化、電價與需求響應機制不確定性導致的負荷大小及特性變化等，使規劃方案具有適應各種運行條件變化的應變能力。

在不考慮電力現貨市場影響的情況下，傳統的僅側重安全的規劃方法可能會出現經濟低效的結果，會導致發電側惡性競爭、用電側購電成本難以降低、儲能側無法發揮調節效益等問題，進而形成了社會資源的低效利用，并且最終會由用戶承擔規劃成本。

規劃如何應對“變”？

在新型電力系統規劃中，行業遇到能源不可能三角的困惑，即可靠、清潔和經濟無法同時獲得。電力市場下的電力規劃或許能為這一難題提供新的思路，即以電力保供（可接受的最高缺電水平）和能源轉型（實現“雙碳”目標的可再生能源發電量）為邊界，在電力市場環境下，通過規劃以最低的投資和變動成本實現上述目標。

應變一：負荷預測應充分考慮用戶的價格響應行為。僅考慮典型日負荷曲線已不能滿足需要，而要在傳統的中長期負荷預測技術基礎上，考慮電力價格波動、需求側響應機制、用戶行為心理等多種市場因素對負荷彈性的影響，通過高占比類型的工商業負荷的用電靈活性和成本承受力的分析，結合未來現貨市場的價格趨勢，合理調整最大負荷預測水平。

應變二：電源規劃應充分考慮容量成本回收機制。在現有可靠性管理體系中增加電力系統整體供電可靠性標準，即可承受的最高缺電水平，并結合“雙碳”目標進程確定新能源消納量或碳排放量，作為電源優化規劃的主要邊界，形成煤電、新能源、煤電可調能力、儲能等規劃方案。在成熟的電力市場環境下，電源投資主要交由市場去完成，電源規劃起到確定供給側總需求的功能。但在實踐中，市場的長期動態均衡與市場主體的短期運營需求往往并不一致，可能產生電能市場丟錢（Missing Money）問題，從而可能扭曲投資結構。這種情況下，應及時完善市場模式，在評估未來電能量市場收入的基礎上，合理設計容量成本回收機制，以保障發電企業投建電源的經濟性，促進規劃目標的實現。

應變三：電網規劃由以安全為核心向以安全為基礎、市場效益為中心轉變。在傳統考慮安全性的電網規劃基礎上，開展經濟性輸電規劃。按照市場配置資源的決定性作用規律，主要由市場價格信號引導規劃，在滿足安全約束的基礎上，考慮電力市場成員的經濟效益，包括系統總生產成本、用戶總購電費用、阻塞成本、發電企業凈收入等，建立科學的評價指標體系，優選市場經濟性好、效率提升顯著的方案組合，合理安排電網建設和投資時序，建立以電力市場的社會福利最大化為目標的精準投資規劃體系。

應變四：探索源網荷儲綜合規劃方法。傳統的規劃方法按照負荷預測、電源規劃和電網規劃的流程順序執行。但如前所述，規劃與市場之間存在相互影響，源網荷儲的運營也存在耦合關系。綜合規劃是以發電資源（煤電、新能源等）、靈活性資源（煤電靈活性改造、儲能）以及用戶側調節資源（價格響應型負荷）作為規劃手段，并考慮市場環境下的發用儲側的運營行為，以可靠、清潔、轉型等宏觀目標為邊界，通過綜合優化規劃方法求解源網荷儲規劃方案。基于規劃方案，再通過電力現貨市場長周期仿真進行規劃方案驗證，即在8760小時范圍內，存量和增量的電力系統能否滿足宏觀規劃目標。

習近平總書記高度重視規劃在建設發展中的引領作用，明確指出“規劃科學是最大的效益，規劃失誤是最大的浪費，規劃折騰是最大的忌諱”。電力系統規劃是項復雜的系統工程，在我國電力資源配置處于“計劃向市場轉型期”、電力系統處于“新型電力系統過渡期”的重要節點，電力系統規劃面臨更大的挑戰，規劃工作者應因時而進、因勢而新、因“市”而變，充分考慮我國電力市場改革進程，轉變規劃思路和模式，真正發揮好規劃的引領作用，為新型電力系統建設提供有力支撐。