【摘要】2020年9月，中国在联合国大会上提出CO2排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和，随后在气候雄心峰会上，习近平总书记进一步提出实现“双碳”目标的有关举措，并对构建新型电力系统提出部署，明确指出电力行业服务“碳达峰、碳中和”的重要责任和使命，即建设什么样的电力系统、以何种主体能源建设电力系统等关键问题。新型电力系统下，源、网、荷、储等环节都会出现新的变化，其中在电源侧构建以新能源为主体的能源供给形态，要求新能源大规模发展、高比例接入，煤电将从目前的电量主体，逐步演变为调节性和保障性电源，这种角色转变必然会导致相应的电力成本变化。这迫切需要上网电价机制发挥信号作用和资源配置作用，激励引导清洁能源发电、灵活性调节资源等项目投资，为能源转型发展提供价格机制保障，确保协同高效支持新型电力系统建设。
（来源：微信公众号“鄂电价格” 作者：鄂电价格）
以新能源为主体的新型电力系统能源供给形态
构建以新能源为主体的新型电力系统，是以习近平同志为核心的党中央着眼加强生态文明建设、保障国家能源安全、实现可持续发展作出的一项重大部署，对我国能源电力转型发展具有重要的指导意义。构建以新能源为主体的新型电力系统在电源侧呈现两大特点：
一是新能源将大规模发展、高比例接入。“双碳”目标下，构建以新能源为主体的新型电力系统要求新能源大规模发展、高比例接入。截至2020年底，我国风电、太阳能发电装机约5.3亿千瓦，占总装机容量的24％。未来新能源仍需保持快速发展势头，预计2030年风电和太阳能发电装机达到12亿千瓦以上，规模超过煤电，成为装机主体；到2060年前，新能源发电量占比有望超过50％，成为电量主体。无论是集中式新能源规模化集约化开发和大范围优化配置，还是分布式新能源便捷接入和就近消纳，都需要有效发挥电网能源资源配置的枢纽平台作用，有力支撑和服务能源供给清洁化进程。
二是煤电将从装机和电量主体，逐步演变为调节性和保障性电源。“十三五”火电灵活性改造规模远低于预期，预计“十四五”期间将加速火电灵活性改造。公开数据显示，截至2019年底，我国累计完成煤电灵活性改造约5775万千瓦，仅为“十三五”改造目标的1/4左右。“十四五”国家电网规划，2025年力争“三北”地区累计完成2.2亿、东中部地区累计完成1亿千瓦改造任务。
新型电力系统中火电和新能源发电主体的成本呈现“两升一降”的变化特征
新型电力系统中火电发电小时数降低导致发电成本上升。“双碳”目标下，随着大量的风电、光伏接入电网，其发电的随机性、波动性、间歇性特点使电力供应侧供电特性也发生了重大变化。为保障可再生能源尽可能利用及电网的安全，系统对灵活性电源的数量和快速调节能力提出了更高要求。受我国资源禀赋特征影响，燃机、抽蓄装机容量不足，煤电承担起灵活性电源的任务是符合中国国情的一种不得已但具必然性的选择。煤电企业的使命不再是发更多的电量，而是如何更好的调峰、更好的发挥“兜底”作用。未来新型电力系统中，煤电新的战略定位逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”，保障电力清洁低碳、安全高效供应兜底。同时，由于新能源大规模并网，煤电设备利用率、发电效率会进一步降低，导致火电发电成本呈上升趋势。相关研究显示，超临界火电机组在设计调峰范围内，最大调峰深度按50%考虑，最低出力时的发电煤耗与额定出力相比，发电煤耗增加了14g/kW.h，效率降低约4.96%，相当于损失电量约4.96%。
新型电力系统中火电的灵活改造成本上升。为适应“双碳”目标，满足新型电力系统构建的需求，提高火电运行灵活性是火电行业转型发展的重要方向。通过灵活性改造，大部分煤电机组可进一步降低机组可带负荷下限的能力、进一步提高机组快速加载负荷的能力、进一步提高机组适应电网智能化发展的能力。从而挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力。火电机组灵活性改造工作正在有序开展。《电力发展“十三五”规划》明确提出，全面推动煤电机组灵活性改造，“十三五”期间计划完成2.2亿千瓦的煤电机组灵活性改造目标。但是，煤电灵活性改造成本的经济补偿与市场机制的不足是行业改造动力缺失的主要原因。截至2019年底，我国累计推动完成煤电灵活性改造约5775万千瓦，改造完成度仅为“十三五”改造目标的1/4左右，同时2019年的新增改造装机远低于预期水平，仅为2018年的一半。灵活性改造既是技术问题，也是经济问题，还涉及体制机制的完善。据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500—1500元，加上后期运维、煤耗等成本，若没有合理经济回报，电厂难以承担此部分费用。
新能源渗透率提升，风光规模效益导致单位发电成本下降。新型电力系统中，风光等新能源发电大规模发展，光伏风电产业的规模化效益、产业升级和技术创新，将带来发电投资成本和度电成本的下降。以光伏为例，光伏度电成本与初始投资、运维费用和发电小时数有关。中国光伏行业协会2020年发布的《中国光伏产业发展路线图》分析结果表明，我国光伏系统初始投资将逐年下降，系统运维成本略微下降；随着发电小时数的提高，度电成本将随之下降。根据国家发改委能源所发布的《中国2050年光伏发展展望（2019）》显示，到2025年，光伏当年新增装机发电成本（含税和合理收益率）预计将低于0.3元/kWh，在所有发电新增装机中成本处于较低水平。到2035年和2050年我国新增光伏发电成本预计达到0.2元/kWh和0.13元/kWh。
现行火电和风光新能源发电上网电价机制的问题分析
现行火电和风光新能源上网电价机制对新型电力系统中发电主体成本特征反映不充分，能效提升激励作用不够。
一是现行火电上网电价机制未体现火电的调峰、备用等灵活性资源的价值。现行火电上网电价政策基于“基荷电源”设计，发电成本主要通过发电量回收，不能体现火电的调峰、备用等灵活性资源的价值。构建高比例消纳清洁能源电力系统需发挥煤电调峰、调频、备用、黑启动等“灵活性容量价值”，相关成本应予考量和合理补偿。完善的价格机制应顺应煤电“基荷电源与调节电源并重”的战略定位，在现行上网电价政策基础应上完善煤电容量补偿政策机制，有效反映电力市场供求关系、电力企业成本变化，更好地发挥煤电“兜底”作用。
二是风光新能源发电上网机制未反映新能源发电成本变化规律。新能源上网电价执行燃煤发电基准价，与新能源成本属性不匹配。现行燃煤发电基准价源于燃煤发电标杆价。2004年，国家发改委对新投产燃煤机组实行标杆上网电价，并根据上游煤价联动，反应燃料成本变化（燃料成本占比约50%-70%）。风光新能源初始投资成本大，后续变动成本低，成本属性与燃煤电厂差异较大；随着技术发展与规模效应，新能源投资成本在未来仍有较大的下行空间，现行燃煤标杆价（基准价）并不能准确反应风光成本变化。以湖北省现行燃煤发电基准价为例进行测算，新能源发电获得超额收益。采用简化模型进行测算，若陆上风电初始投资6800元/千瓦，发电小时数1960，20%资本金，25年经营期，则资本金收益率可以达到12.73%，高于能源行业8%的平均水平；对于光伏电站，假如初始投资3800元/千瓦，实际发电小时数1100，其他条件同前述陆上风电，则资本金收益率也可以达到13.67%。
适应新型电力系统构建需要的火电和风光新能源发电上网电价机制思考
按照“无调节性能电源”补偿“有调整性能电源”的原则，利用风光新能源电价下调资金空间，实施火电容量成本补偿机制，疏导上网侧电价矛盾，平抑上网电价总体水平，支持能源结构转型，确保电力供应安全稳定。
一是建立考虑灵活改造投入和火电利用小时的火电容量价值的补偿机制。完善火电容量成本价格补偿方案，根据能源转型新形势下煤炭价格变化和灵活改造投入，合理设定测价平衡利用小时；因新能源渗透率提升，导致火电实际利用小时低于测价平衡利用小时，按照“无调节性能电源”补偿“有调整性能电源”的原则，利用风光新能源电价下调资金空间，实施火电容量成本补偿机制，支持火电机组由电能量供应商向容量供应商转型，保持电力安全可靠运行。
二是构建符合新能源成本变化规律的上网电价调整机制。对于风光新能源，已经实行平价上网，将其上网电价与燃煤基准价脱钩，实行独立的指导价机制；在保持行业合理投资收益的同时，根据初始投入成本变化，动态调整新投新能源指导价，反映新能源设备造价成本下降的普遍趋势，准确给出价格信号，科学引导投资。
结合湖北省经济社会及电力系统发展情况，采用上述上网电价机制对为例火电和新能源发单上网电价进行测算，得出以下结论。
图1新型电力系统中火电和新能源发电上网电价测算思路
一是实施容量成本补偿机制有力支持火电发挥灵活性作用。相关机制实施后，火电上网电价在2025年、2030年分别提高2.7分/千瓦时和6.6分/千瓦时。其中，①因火电利用小时数下降，启动电价补偿机制，火电上网电价分别上涨1.0分/千瓦时、4.4分/千瓦时，可支持火电机组在2025年利用小时下降至3719小时，2030年进一步下降至2973小时；②因火电灵活性改造，火电上网电价分别上涨1.7分/千瓦时、2.2分/千瓦时，可支撑2025年70%的火电机组完成灵活性改造，2030年改造比例能进一步提升至90%。近期上网电价机制主要关注煤电灵活性成本疏导的问题，远期主要解决火电发电小时数降低增加的成本。具体结果如下表所示。
表1 2025、2030年火电综合上网电价
二是降低风光上网电价能缓解上网侧电价矛盾。①仅考虑火电电价上涨时，2025年和2030年系统平均上网电价分别上涨1.4分/千瓦时和2分/千瓦时。②当风光上网电价与燃煤基准价脱钩，并执行退坡机制时，风电2025年和2030年上网电价可下降2.6分/千瓦时、4.7分/千瓦时，光伏2025年和2030年上网电价可下降1.1分/千瓦时、2.7分/千瓦时，2025、2030年平均上网电价上涨幅度可相应缩窄至1.2分/千瓦时和1.3分/千瓦时。具体结果如下表所示。
表2 2025年各类电源上网电价
从测算结果来看，一是平均上网电价长期看呈上涨趋势，主要原因是风光大规模装机效应带来部分成本下降，不足以抵消火电成本上涨趋势。二是实行价格补偿机制的未来上网电价涨幅放缓。通过下调风光上网价格，相应补偿火电未来的容量及灵活性成本，稳定了上网侧电价水平。
相关建议
双碳目标下，新型电力系统中火电和新能源发电主体的成本呈现“两升一降”的变化特征，火电重新定位为“基荷与调节电源并重”，发电小时数降低，单位发电成本上升；系统调节需求增加，火电灵活性改造推高成本；新能源渗透率提高导致系统负担的储能成本上升；风光规模效应导致新能源发电成本下降。
针对现行电价机制未体现火电的调峰、备用等灵活性资源的价值问题，量化分析了火电利用小时数下降、灵活性改造对于火电上网电价的影响，提出了火电容量成本价格补偿方案。针对现行执行燃煤基准价的新能源定价方式与其成本属性不匹配的问题，提出了计及新能源度电成本变化规律的上网电价调整方案，有效缓解了上网侧电价上涨趋势。
建议针对火电上网电价机制，短期内主要关注煤电灵活性成本疏导的问题，远期则需解决因火电发电小时数降低导致的容量成本增加问题，并按照“谁受益、谁分担”原则，完善容量补偿辅助服务分摊机制。同时，考虑新能源投资成本下降趋势，将新能源上网电价与燃煤基准价脱钩，结合各地区风光资源情况，合理设计新能源上网电价机制。
湖北电力出品 图文编辑：范先国 作者：湖北省电力公司财务部 廖伟 湖北省电力经济技术研究院 侯婷婷 汪致洵 贺兰菲
