中國儲能網(wǎng)訊：近年來，我國風(fēng)電、光伏裝機規(guī)?？焖僭鲩L，發(fā)電量占比穩(wěn)步提升。截至2023年4月底，我國風(fēng)電、光伏發(fā)電總裝機達到8.2億千瓦，占全國發(fā)電裝機的30.9%，風(fēng)光發(fā)電量占比接近15%。由于新能源存在波動性、隨機性和間歇性，同時取暖制冷負荷占比不斷提高，尖峰用電需求快速增長，負荷峰谷差不斷加大，我國電力保供形勢十分嚴峻，亟需針對高比例新能源發(fā)展，統(tǒng)籌優(yōu)化電價政策，充分發(fā)揮價格信號引導(dǎo)作用，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。
高比例新能源發(fā)展對電力系統(tǒng)安全保供的影響
新能源發(fā)電和負荷側(cè)用電在時間上難以有效匹配，存在系統(tǒng)平衡風(fēng)險。一是日內(nèi)供需匹配度較低。新能源發(fā)電具有波動性、隨機性和間歇性。光伏發(fā)電一般集中在上午10點至下午3點，風(fēng)力發(fā)電集中在夜間12點以后；而用電負荷主要集中在上午（8點-10點）和傍晚（18點-22點），傍晚的晚高峰是目前供需矛盾最為突出的時段。隨著光伏的大規(guī)模發(fā)展，白天呈現(xiàn)供大于求，系統(tǒng)凈負荷曲線形成低谷或者深谷，新能源面臨消納困難的局面，而到太陽下山，負荷快速爬升，系統(tǒng)又面臨供不應(yīng)求的局面。此外，一些新型負荷如電動汽車充電等，存在用電集中性和隨機性，在缺乏有效的引導(dǎo)下，將對系統(tǒng)安全造成影響。二是季節(jié)性供需匹配度較低。系統(tǒng)用電高峰期通常是滿足夏季降溫負荷和冬季取暖負荷的需要，但夏季新能源又常面臨極熱無風(fēng)和冬季光照不足等問題，難以和負荷側(cè)需求相匹配。
新能源發(fā)電低邊際成本與高系統(tǒng)性成本的技術(shù)經(jīng)濟特性與現(xiàn)行政策機制尚未匹配，易引發(fā)潛在保供風(fēng)險。風(fēng)光資源具有零邊際成本的特性，隨著新能源未來逐步成為發(fā)電主力，其波動性、隨機性和間歇性要求大量常規(guī)電源為整個系統(tǒng)提供短期平衡和長期容量充裕的服務(wù)，進而造成系統(tǒng)性成本升高，而目前我國電力市場化改革尚處于起步期，輔助服務(wù)機制不完善，補償費用偏低、品類不健全、傳導(dǎo)機制有待優(yōu)化，容量補償機制普遍缺失，在整個政策機制設(shè)計中尚未有效解決高比例新能源發(fā)展下電力系統(tǒng)短期保供平衡和中長期容量充裕問題。
價格政策和市場機制方面有關(guān)建議
在用戶側(cè)加快完善分時電價政策，有效發(fā)揮價格信號引導(dǎo)作用。
一是全面擴大分時電價執(zhí)行范圍，推動包含居民用戶在內(nèi)的全部用戶類別執(zhí)行分時電價，引導(dǎo)用戶及時感知并響應(yīng)供需變化。二是優(yōu)化完善居民階梯分時電價執(zhí)行方式，推動階梯電價全面按“月”執(zhí)行，并在居民階梯電價基礎(chǔ)上，執(zhí)行居民季節(jié)性分時電價，最大限度反映迎峰度夏、度冬節(jié)電需要，保障電力安全供應(yīng)。三是結(jié)合各地凈負荷曲線變化，區(qū)分季節(jié)，優(yōu)化峰谷電價時段劃分，提升分時電價執(zhí)行的靈活性，更好引導(dǎo)用戶削峰填谷。四是全面推行尖峰、深谷電價政策，對冬夏“兩峰”設(shè)置尖峰電價，提高尖峰電價執(zhí)行日期和時段劃分調(diào)整頻次，對重大節(jié)假日設(shè)置深谷電價。五是進一步拉大高耗能企業(yè)峰谷價差，結(jié)合生產(chǎn)能效要求確定高耗能企業(yè)清單，將高耗能企業(yè)峰谷電價在現(xiàn)有基礎(chǔ)上結(jié)合各地峰谷差調(diào)節(jié)需要進一步拉大，嚴格落實中長期交易電價上浮不受20%限制。六是暢通分時價格信號向終端傳遞路徑，在現(xiàn)貨運行的地區(qū)，售電公司應(yīng)制定體現(xiàn)分時信號的零售套餐；售電公司尚不具備制定零售套餐能力的，各地應(yīng)采用明確峰谷時段、規(guī)定價差下限、訂立標(biāo)準(zhǔn)套餐等方式促進分時信號傳遞。七是建立居民充電樁充電分時價格機制。結(jié)合充電便利性、系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求等制定居民充電樁峰谷時段，科學(xué)設(shè)置居民充電峰谷價差，合理引導(dǎo)居民充電行為。
完善市場交易機制和輸電價格機制，提升電力在更大空間范圍的互濟水平。
一是建立跨省區(qū)送電長效機制，出臺合理的跨省區(qū)輸電兩部制電價機制，促進跨省區(qū)交易。近期電量電價按送受端價差空間制定，容量電價回收剩余部分成本，促進省間交易。中遠期逐步過渡到容量電價回收固定成本，電量電價回收線損成本，并對同一大型風(fēng)光基地不同外送通道價格實行打捆定價。二是強化中長期合同責(zé)任，提升中長期合同履約率。三是建立健全跨省區(qū)輔助服務(wù)機制，豐富輔助服務(wù)品種。四是建立跨省區(qū)應(yīng)急交易機制。
加快完善市場化機制，充分發(fā)揮市場機制的引導(dǎo)作用。
加快完善需求響應(yīng)市場機制。一是進一步增強需求響應(yīng)激勵水平。開展用戶需求響應(yīng)特性和成本特性分析，實施分行業(yè)分用戶類別需求響應(yīng)意愿調(diào)查，分析阻礙用戶參與需求響應(yīng)的因素，進一步制定有效的響應(yīng)激勵機制。二是推動激勵型需求響應(yīng)機制與電力現(xiàn)貨市場、帶曲線中長期交易耦合。逐步推動允許需求側(cè)資源常態(tài)化報價、調(diào)用；按季節(jié)等因素區(qū)分平常期與保供期，區(qū)分補償標(biāo)準(zhǔn)或競價上限，避免形成過大資金壓力。三是細化激勵型需求響應(yīng)產(chǎn)品分類。在響應(yīng)時間、提前通知、控制時長等方面，結(jié)合時間尺度、季節(jié)因素等進一步細化。四是建立需求響應(yīng)合理基線標(biāo)準(zhǔn)和懲罰規(guī)則。基于基線標(biāo)準(zhǔn)，對響應(yīng)質(zhì)量進行評價，對未履行響應(yīng)責(zé)任的參與用戶進行懲罰，降低違約風(fēng)險。五是進一步鞏固和拓寬響應(yīng)資金來源渠道。各地結(jié)合實際，探索通過系統(tǒng)運行費等渠道拓寬現(xiàn)行需求響應(yīng)資金渠道，并逐步向市場化方向融合。
優(yōu)化省間和省內(nèi)市場限價機制和配套機制。一是區(qū)分民生和非民生設(shè)置限價規(guī)則。民生保供體現(xiàn)我國社會主義制度優(yōu)勢，非民生直接關(guān)聯(lián)的工商業(yè)用電應(yīng)充分發(fā)揮市場作用?，F(xiàn)階段，省間購電宜不高于2倍省內(nèi)現(xiàn)貨價格設(shè)置（即不超過3元/千瓦時），在保障外送省供電需求的同時，避免過大推高受端省用電成本。二是結(jié)合實際情況調(diào)高電力中長期合同基準(zhǔn)價或擴大價格浮動范圍，適當(dāng)調(diào)高省內(nèi)電力現(xiàn)貨市場價格上限，增加頂峰機組收入。三是遠期逐步降低市場力，促進電力市場有效競爭，降低穩(wěn)價壓力。對目前以“一省一企”的煤電運營模式為主的省份，重新整合為“一省多企”的運營模式，在省內(nèi)形成煤電競爭的格局。
建立容量充裕度保障機制。按照先容量補償、后容量市場的路徑設(shè)計和建設(shè)容量機制。初期可針對存量機組建立容量補償機制，根據(jù)發(fā)電成本、用電需求、系統(tǒng)可靠性要求等確定容量電價。未來，逐步建立容量市場機制，以長期市場均衡引導(dǎo)容量投資布局。
完善輔助服務(wù)市場機制，提升系統(tǒng)靈活性。一是進一步完善電力輔助服務(wù)市場體系，研究設(shè)計各類滿足調(diào)頻、備用、無功等系統(tǒng)調(diào)控場景需求的交易品種，建立用戶與發(fā)電共同承擔(dān)的成本分攤機制。二是完善火電在短期應(yīng)急保供中的配套市場機制，允許火電在供需緊張時超過銘牌容量上報出力上限，并免于考核。探索在保障安全的情況下，允許部分煤電機組在供需緊張時提供超銘牌發(fā)電能力，相關(guān)電量在“兩個細則”中免于考核。
加強煤炭產(chǎn)能規(guī)劃和價格管理，保障煤炭安全可靠供應(yīng)。
一是積極核增煤炭產(chǎn)能，加強煤電規(guī)劃引導(dǎo)，穩(wěn)定煤電投資經(jīng)營預(yù)期。二是強化煤炭中長期合同履約監(jiān)管。三是探索對煤炭企業(yè)征收超額收益金，煤炭企業(yè)超額利潤由政府進行“二次分配”，降低煤炭企業(yè)報高價的沖動。四是完善煤炭中長期合約履約監(jiān)督機制，將煤炭合同履約納入“信用中國”等征信平臺，保障煤炭中長期合同履約。
