“未來隨著具有波動性特征的新能源發(fā)電加快發(fā)展，長期來看，系統(tǒng)平衡成本將持續(xù)增加，帶動終端電價逐步上漲，需著力推動制度和科技創(chuàng)新，破解轉型過程中的‘能源不可能三角’。”在7月16日由電力規(guī)劃設計總院(簡稱“電規(guī)總院”)召開的《中國能源發(fā)展報告2024》《中國電力發(fā)展報告2024》發(fā)布會上，電規(guī)總院能源政策與市場研究院(能源綠色金融創(chuàng)新合作中心、綠色低碳節(jié)能認證中心)認證評估處副處長程晨璐提出上述觀點。

　　他指出，在現(xiàn)有技術條件下，要更多發(fā)揮體制機制改革的功能，從而有效對沖系統(tǒng)轉型的成本。其中，要特別注重發(fā)揮電價機制在新型電力系統(tǒng)構建中的關鍵引導作用。

　　系統(tǒng)平衡成本漸增

　　過去一年是國內(nèi)可再生能源發(fā)展進程中極具標志性的一年。據(jù)《中國能源發(fā)展報告2024》，2023年，全國非化石能源發(fā)電裝機容量達15.7億千瓦，占比53.9%，歷史性超過火電裝機，成為我國第一大電源。增量方面更為顯眼，國內(nèi)2023年新增非化石能源發(fā)電裝機容量約3億千瓦，占總新增裝機容量的85.3%。

　　不過從發(fā)電量來看，非化石能源當前的利用率并不高?！吨袊娏Πl(fā)展報告2024》顯示，2023年，全國發(fā)電量9.3萬億千瓦時，其中，發(fā)電裝機容量占比達53.9%的非化石能源發(fā)電量僅占全國總發(fā)電量的36.4%，而發(fā)電裝機容量占比39.9%的煤電裝機發(fā)電量則占比高達58%，仍是全國第一大發(fā)電量貢獻主體。

　　“新能源發(fā)電具有多種優(yōu)勢，但其出力也具有隨機性、波動性，難以獨立保障可靠電力供給，需要依賴支撐性電源提供容量保障。”中信建投研報舉例稱，以光伏出力曲線為例，光伏通常在中午十二點達到最大出力功率，而夜間發(fā)電功率則降低至0，這與早晚雙高峰的用電曲線差異較大。新能源大規(guī)模進入市場后，發(fā)電側負荷曲線需要更多靈活性電源進行調(diào)節(jié)。

　　華寶證券分析師胡鴻宇指出，在一定規(guī)模的電力系統(tǒng)中，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力主要由電源調(diào)節(jié)性能決定，與電源結構相關。如果電力系統(tǒng)中靈活性電源較多(比如氣電、抽蓄、電化學儲能等)，則最低極限出力較低，系統(tǒng)可以容納較多的新能源發(fā)電空間;若系統(tǒng)電源不夠靈活(如煤電調(diào)峰深度不夠)，則難以為新能源讓出足夠多的消納空間。

　　不過，據(jù)多名業(yè)內(nèi)人士向第一財經(jīng)記者介紹，國內(nèi)當前的情況是，煤電發(fā)展受限，且近零邊際成本的風電、光伏發(fā)電將傳統(tǒng)火電、核電等從以邊際成本為準的電能量競價交易中擠出，常規(guī)能源難以生存，但新能源當前又難以擔負主力電源的重任，這將導致電源結構失衡，并降低電力系統(tǒng)的安全性和靈活性。另外，隨著新能源逐步成為主力電源，傳統(tǒng)電力中長期市場中，大部分以年度一口價交易的形式，往往無法準確反映儲能、火電等電力市場各經(jīng)營主體為電力系統(tǒng)提供的電能量等價值，也可能與真實供需情況不匹配，從而難以平衡多元經(jīng)營主體利益，不利于保障新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

　　“因此，在新型電力系統(tǒng)構建過程中，需注重發(fā)揮電價機制的關鍵引導作用。”程晨璐表示，規(guī)劃和電價是電力行業(yè)鏈條的首尾兩端，應加快形成協(xié)同互動的良好格局。“特別是當前電力市場建設有待進一步完善，在市場過渡階段，應更好發(fā)揮電價政策對于新技術、新業(yè)態(tài)發(fā)展的支持和引導作用”

　　近些年來，國內(nèi)電價機制改革取得了積極進展。例如，2021年4月，國家明確以競爭性方式形成抽水蓄能電量電價，并將容量電價隨輸配電價回收;同年10月，放開全部煤電電量上網(wǎng)電價，擴大交易電價浮動范圍，將全體工商業(yè)用戶推進市場;同期，為配合煤電電價改革落地，國家指導各地全面建立電網(wǎng)企業(yè)代理購電制度，為難以直接參與電力市場的用戶提供緩沖，讓其用電價格隨著市場變化、按月波動。再如2023年11月，隨著煤電功能定位加快轉型，國家建立了煤電容量電價機制，以體現(xiàn)煤電支撐調(diào)節(jié)容量價值，激勵系統(tǒng)長期可靠性資源投資。

　　反映在電力市場建設上的成績是，市場化交易電量持續(xù)上升。據(jù)《中國電力發(fā)展報告2024》，2023年，全國市場化交易電量達5.7萬億千瓦時，占全社會用電量比重的61.4%。中長期交易在全國范圍內(nèi)常態(tài)化開展，現(xiàn)貨市場建設提檔加速，多層次市場體系有效運行。

　　靈活性電源怎樣合理定價

　　“未來三年，圍繞新型電力系統(tǒng)建設，統(tǒng)籌優(yōu)化布局常規(guī)水電、抽水蓄能、風電、太陽能發(fā)電以及煤電等電源。”電規(guī)總院電力發(fā)展研究院院長劉強當天在會上匯報了具體規(guī)劃，包括：常規(guī)水電新增裝機約1700萬千瓦，青海羊曲、瑪爾擋，四川雙江口、葉巴灘等水電站投運;核電新增裝機約1400萬千瓦，防城港核電、漳州核電、太平嶺核電、三峽核電、榮成“國和一號”示范工程投運;大型風光基地持續(xù)助力集中式光伏發(fā)展，分布式光伏高質(zhì)量穩(wěn)步發(fā)展，光熱發(fā)電支撐調(diào)節(jié)作用逐步凸顯，等等。

　　程晨璐表示，自“十四五”以來，電價改革已取得積極進展，但仍有諸多方面有待完善。例如，當前新能源電價兼具的電能量價值和綠色環(huán)境價值，在電價機制設計中未能予以重點區(qū)分。據(jù)他介紹，“近幾年隨著新能源造價持續(xù)下降，2023年風電、光伏的投資造價分別降至5000元/千瓦、4000元/千瓦左右。自2021年以來，我國新核準備案陸上風電和光伏發(fā)電項目全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)。”

　　不過，新能源發(fā)電在電力市場競爭中卻處于相對劣勢地位。據(jù)中信建投研報，尤其是日內(nèi)峰谷波動較大的光伏項目，其市場交易電價偏低，進一步拉低了新能源項目的上網(wǎng)均價，導致項目盈利承壓。以中航京能光伏REIT榆林300MW光伏項目為例，該項目批復電價為0.8元/千瓦時(含稅，含國補)。進入市場交易后，該項目平均結算單價連年下降，2021年、2022年以及2024年一季度，平均結算單價分別為0.7797元/千瓦時、0.7602元/千瓦時、0.7321元/千瓦時。

　　“建議未來在電價機制設計中，重點區(qū)分新能源的電能量價值和環(huán)境價值，分別進行補償。”程晨璐表示，部分新能源電站通過多能互補或配置儲能等手段優(yōu)化電站調(diào)度運行方式，實現(xiàn)一定程度的可靠性替代，減少對系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源的需求，建議針對不同可靠容量情況的新能源，通過差異化上網(wǎng)電價反映其可調(diào)可控性;另外，通過綠電、綠證交易充分體現(xiàn)新能源的環(huán)境價值，探索強化消納責任權重剛性約束，將消納責任權重分解至用戶側，激發(fā)全社會購買綠電的意愿。

　　儲能電價機制方面，由于目前新型儲能尚未形成成熟的商業(yè)模式，程晨璐建議，建立健全抽蓄新型儲能等儲能價格機制，加強與電力市場銜接。針對電源側、電網(wǎng)側、用戶側的儲能，結合各類儲能的技術特性及其在未來新型電力系統(tǒng)中的功能定位，加快構建多元化收益體系。程晨璐特別指出，針對布局在關鍵電網(wǎng)節(jié)點，且能發(fā)揮系統(tǒng)性、全局性調(diào)節(jié)保安功能的電網(wǎng)側儲能，可采取“區(qū)分類型、控制規(guī)模、適度支持、市場銜接”的方式，給予合理的容量電價支持。

　　核電電價機制方面，建議統(tǒng)籌考慮不同代際核電技術差異，完善統(tǒng)一上網(wǎng)電價形成機制。程晨璐介紹，近年來核電行業(yè)加快技術發(fā)展革新，三代核電實現(xiàn)規(guī)?；虡I(yè)化應用，四代核電試點示范取得積極成效。但現(xiàn)行核電價格機制主要基于二代(改)核電機組制定，已難以有效適應行業(yè)發(fā)展要求。據(jù)他在會上披露的數(shù)據(jù)，當前，二代(改)核電的投資造價約1.2萬-1.3萬元/千瓦，而三代、四代核電的投資造價則分別高達1.6萬-2萬元/千瓦、4萬-5萬元/千瓦。

　　此外，他還建議，為引導核電，特別是新增核電的高質(zhì)量發(fā)展，建議科學把握各類機組入市的節(jié)奏和力度，探索通過政府授權合約等方式保障核電機組的合理市場收益，并逐步降低合約電量比例。通過市場交易體現(xiàn)核電的分時電力電量的價值，促進其合理承擔系統(tǒng)調(diào)節(jié)責任。

　　(本文來自第一財經(jīng))