非化石能源发电装机占比近54%，电价机制如何引导新型电力系统构建

　　“未来随着具有波动性特征的新能源发电加快发展，长期来看，系统平衡成本将持续增加，带动终端电价逐步上涨，需着力推动制度和科技创新，破解转型过程中的‘能源不可能三角’。”在7月16日由电力规划设计总院(简称“电规总院”)召开的《中国能源发展报告2024》《中国电力发展报告2024》发布会上，电规总院能源政策与市场研究院(能源绿色金融创新合作中心、绿色低碳节能认证中心)认证评估处副处长程晨璐提出上述观点。

　　他指出，在现有技术条件下，要更多发挥体制机制改革的功能，从而有效对冲系统转型的成本。其中，要特别注重发挥电价机制在新型电力系统构建中的关键引导作用。

系统平衡成本渐增

　　过去一年是国内可再生能源发展进程中极具标志性的一年。据《中国能源发展报告2024》，2023年，全国非化石能源发电装机容量达15.7亿千瓦，占比53.9%，历史性超过火电装机，成为我国第一大电源。增量方面更为显眼，国内2023年新增非化石能源发电装机容量约3亿千瓦，占总新增装机容量的85.3%。

　　不过从发电量来看，非化石能源当前的利用率并不高。《中国电力发展报告2024》显示，2023年，全国发电量9.3万亿千瓦时，其中，发电装机容量占比达53.9%的非化石能源发电量仅占全国总发电量的36.4%，而发电装机容量占比39.9%的煤电装机发电量则占比高达58%，仍是全国第一大发电量贡献主体。

　　“新能源发电具有多种优势，但其出力也具有随机性、波动性，难以独立保障可靠电力供给，需要依赖支撑性电源提供容量保障。”中信建投研报举例称，以光伏出力曲线为例，光伏通常在中午十二点达到最大出力功率，而夜间发电功率则降低至0，这与早晚双高峰的用电曲线差异较大。新能源大规模进入市场后，发电侧负荷曲线需要更多灵活性电源进行调节。

　　华宝证券分析师胡鸿宇指出，在一定规模的电力系统中，系统调节能力主要由电源调节性能决定，与电源结构相关。如果电力系统中灵活性电源较多(比如气电、抽蓄、电化学储能等)，则最低极限出力较低，系统可以容纳较多的新能源发电空间;若系统电源不够灵活(如煤电调峰深度不够)，则难以为新能源让出足够多的消纳空间。

　　不过，据多名业内人士向第一财经记者介绍，国内当前的情况是，煤电发展受限，且近零边际成本的风电、光伏发电将传统火电、核电等从以边际成本为准的电能量竞价交易中挤出，常规能源难以生存，但新能源当前又难以担负主力电源的重任，这将导致电源结构失衡，并降低电力系统的安全性和灵活性。另外，随着新能源逐步成为主力电源，传统电力中长期市场中，大部分以年度一口价交易的形式，往往无法准确反映储能、火电等电力市场各经营主体为电力系统提供的电能量等价值，也可能与真实供需情况不匹配，从而难以平衡多元经营主体利益，不利于保障新型电力系统安全稳定运行。

　　“因此，在新型电力系统构建过程中，需注重发挥电价机制的关键引导作用。”程晨璐表示，规划和电价是电力行业链条的首尾两端，应加快形成协同互动的良好格局。“特别是当前电力市场建设有待进一步完善，在市场过渡阶段，应更好发挥电价政策对于新技术、新业态发展的支持和引导作用”

　　近些年来，国内电价机制改革取得了积极进展。例如，2021年4月，国家明确以竞争性方式形成抽水蓄能电量电价，并将容量电价随输配电价回收;同年10月，放开全部煤电电量上网电价，扩大交易电价浮动范围，将全体工商业用户推进市场;同期，为配合煤电电价改革落地，国家指导各地全面建立电网企业代理购电制度，为难以直接参与电力市场的用户提供缓冲，让其用电价格随着市场变化、按月波动。再如2023年11月，随着煤电功能定位加快转型，国家建立了煤电容量电价机制，以体现煤电支撑调节容量价值，激励系统长期可靠性资源投资。

　　反映在电力市场建设上的成绩是，市场化交易电量持续上升。据《中国电力发展报告2024》，2023年，全国市场化交易电量达5.7万亿千瓦时，占全社会用电量比重的61.4%。中长期交易在全国范围内常态化开展，现货市场建设提档加速，多层次市场体系有效运行。

　灵活性电源怎样合理定价

　　“未来三年，围绕新型电力系统建设，统筹优化布局常规水电、抽水蓄能、风电、太阳能发电以及煤电等电源。”电规总院电力发展研究院院长刘强当天在会上汇报了具体规划，包括：常规水电新增装机约1700万千瓦，青海羊曲、玛尔挡，四川双江口、叶巴滩等水电站投运;核电新增装机约1400万千瓦，防城港核电、漳州核电、太平岭核电、三峡核电、荣成“国和一号”示范工程投运;大型风光基地持续助力集中式光伏发展，分布式光伏高质量稳步发展，光热发电支撑调节作用逐步凸显，等等。

　　程晨璐表示，自“十四五”以来，电价改革已取得积极进展，但仍有诸多方面有待完善。例如，当前新能源电价兼具的电能量价值和绿色环境价值，在电价机制设计中未能予以重点区分。据他介绍，“近几年随着新能源造价持续下降，2023年风电、光伏的投资造价分别降至5000元/千瓦、4000元/千瓦左右。自2021年以来，我国新核准备案陆上风电和光伏发电项目全面实现平价上网。”

　　不过，新能源发电在电力市场竞争中却处于相对劣势地位。据中信建投研报，尤其是日内峰谷波动较大的光伏项目，其市场交易电价偏低，进一步拉低了新能源项目的上网均价，导致项目盈利承压。以中航京能光伏REIT榆林300MW光伏项目为例，该项目批复电价为0.8元/千瓦时(含税，含国补)。进入市场交易后，该项目平均结算单价连年下降，2021年、2022年以及2024年一季度，平均结算单价分别为0.7797元/千瓦时、0.7602元/千瓦时、0.7321元/千瓦时。

　　“建议未来在电价机制设计中，重点区分新能源的电能量价值和环境价值，分别进行补偿。”程晨璐表示，部分新能源电站通过多能互补或配置储能等手段优化电站调度运行方式，实现一定程度的可靠性替代，减少对系统调节资源的需求，建议针对不同可靠容量情况的新能源，通过差异化上网电价反映其可调可控性;另外，通过绿电、绿证交易充分体现新能源的环境价值，探索强化消纳责任权重刚性约束，将消纳责任权重分解至用户侧，激发全社会购买绿电的意愿。

　　储能电价机制方面，由于目前新型储能尚未形成成熟的商业模式，程晨璐建议，建立健全抽蓄新型储能等储能价格机制，加强与电力市场衔接。针对电源侧、电网侧、用户侧的储能，结合各类储能的技术特性及其在未来新型电力系统中的功能定位，加快构建多元化收益体系。程晨璐特别指出，针对布局在关键电网节点，且能发挥系统性、全局性调节保安功能的电网侧储能，可采取“区分类型、控制规模、适度支持、市场衔接”的方式，给予合理的容量电价支持。

　　核电电价机制方面，建议统筹考虑不同代际核电技术差异，完善统一上网电价形成机制。程晨璐介绍，近年来核电行业加快技术发展革新，三代核电实现规模化商业化应用，四代核电试点示范取得积极成效。但现行核电价格机制主要基于二代(改)核电机组制定，已难以有效适应行业发展要求。据他在会上披露的数据，当前，二代(改)核电的投资造价约1.2万-1.3万元/千瓦，而三代、四代核电的投资造价则分别高达1.6万-2万元/千瓦、4万-5万元/千瓦。

　　此外，他还建议，为引导核电，特别是新增核电的高质量发展，建议科学把握各类机组入市的节奏和力度，探索通过政府授权合约等方式保障核电机组的合理市场收益，并逐步降低合约电量比例。通过市场交易体现核电的分时电力电量的价值，促进其合理承担系统调节责任。

　　(本文来自第一财经)