非化石能源發電裝機占比近54%，電價機制如何引導新型電力系統構建

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

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

　　系統平衡成本漸增

　　過去一年是國內可再生能源發展進程中極具標志性的一年。據《中國能源發展報告2024》，2023年，全國非化石能源發電裝機容量達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2023年新增非化石能源發電裝機容量約3億千瓦，占總新增裝機容量的85.3%。

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

　　“新能源發電具有多種優勢，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。新能源大規模進入市場后，發電側負荷曲線需要更多靈活性電源進行調節。

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

　　不過，據多名業內人士向第一財經記者介紹，國內當前的情況是，煤電發展受限，且近零邊際成本的風電、光伏發電將傳統火電、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營主體為電力系統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營主體利益，不利于保障新型電力系統安全穩定運行。

　　“因此，在新型電力系統構建過程中，需注重發揮電價機制的關鍵引導作用。”程晨璐表示，規劃和電價是電力行業鏈條的首尾兩端，應加快形成協同互動的良好格局。“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，應更好發揮電價政策對于新技術、新業態發展的支持和引導作用”

　　近些年來，國內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電價，擴大交易電價浮動范圍，將全體工商業用戶推進市場;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企業代理購電制度，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，以體現煤電支撐調節容量價值，激勵系統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上升。據《中國電力發展報告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常態化開展，現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，圍繞新型電力系統建設，統籌優化布局常規水電、抽水蓄能、風電、太陽能發電以及煤電等電源。”電規總院電力發展研究院院長劉強當天在會上匯報了具體規劃，包括：常規水電新增裝機約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;大型風光基地持續助力集中式光伏發展，分布式光伏高質量穩步發展，光熱發電支撐調節作用逐步凸顯，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境價值，在電價機制設計中未能予以重點區分。據他介紹，“近幾年隨著新能源造價持續下降，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電項目全面實現平價上網。”

　　不過，新能源發電在電力市場競爭中卻處于相對劣勢地位。據中信建投研報，尤其是日內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，重點區分新能源的電能量價值和環境價值，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化電站調度運行方式，實現一定程度的可靠性替代，減少對系統調節資源的需求，建議針對不同可靠容量情況的新能源，通過差異化上網電價反映其可調可控性;另外，通過綠電、綠證交易充分體現新能源的環境價值，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節點，且能發揮系統性、全局性調節保安功能的電網側儲能，可采取“區分類型、控制規模、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，建議統籌考慮不同代際核電技術差異，完善統一上網電價形成機制。程晨璐介紹，近年來核電行業加快技術發展革新，三代核電實現規模化商業化應用，四代核電試點示范取得積極成效。但現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發展要求。據他在會上披露的數據，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量發展，建議科學把握各類機組入市的節奏和力度，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。通過市場交易體現核電的分時電力電量的價值，促進其合理承擔系統調節責任。

　　(本文來自第一財經)