中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：與其他能源政策類似，靈活性電源電價(jià)政策的制定也應(yīng)從“能源不可能三角”出發(fā)，兼顧能源安全、綠色、經(jīng)濟(jì)的目標(biāo)。此外，不同類型的靈活性電源，運(yùn)行方式、成本、作用存在一定差別，因此差異化的定價(jià)策略非常必要。
文／韓冰
“十四五”期間，我國可再生能源實(shí)現(xiàn)高質(zhì)量躍升發(fā)展，新增裝機(jī)屢創(chuàng)新高。截至2024年6月底，風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)容量分別達(dá)到約4.7億千瓦、7.1億千瓦，總計(jì)約占總裝機(jī)比例的38.5%。隨著新能源發(fā)電占比提高，其間歇性、波動(dòng)性、隨機(jī)性加重了系統(tǒng)消納壓力，新型電力系統(tǒng)將更多依賴具備快速調(diào)節(jié)能力的靈活性電源。
截至2024年6月底，我國煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲(chǔ)能裝機(jī)容量已分別達(dá)到約11.7億千瓦、1.3億千瓦、5440萬千瓦、4444萬千瓦。預(yù)計(jì)“十四五”末，抽水蓄能、以電池為主的新型儲(chǔ)能裝機(jī)容量將達(dá)到6200萬千瓦、3000萬千瓦。根據(jù)目前項(xiàng)目建設(shè)進(jìn)度來看，實(shí)際投產(chǎn)規(guī)模將超出規(guī)劃預(yù)期。
靈活性電源與傳統(tǒng)主力電源的根本差異
靈活性電源主要為電力系統(tǒng)提供快速調(diào)節(jié)能力，通過快速調(diào)節(jié)自身出力，匹配新能源出力的間歇性和波動(dòng)性，為系統(tǒng)提供可調(diào)度容量而非電能量。在風(fēng)電、光伏發(fā)電集中發(fā)電時(shí)段，為新能源消納騰挪空間；在新能源出力不足時(shí)，為電力保供兜底。
電力系統(tǒng)中發(fā)電資源的價(jià)值可以體現(xiàn)在四個(gè)方面，即能量價(jià)值、容量價(jià)值、調(diào)節(jié)價(jià)值和綠色價(jià)值。為更好地利用價(jià)格信號(hào)，我國在電價(jià)體系中分別建立了中長期及現(xiàn)貨交易市場以反映能量價(jià)值，輔助服務(wù)市場以反映調(diào)節(jié)價(jià)值，綠電交易及綠證市場以反映綠色價(jià)值，但對(duì)于靈活性電源所體現(xiàn)的容量價(jià)值尚未建立完善的價(jià)格機(jī)制。
隨著靈活性電源裝機(jī)容量逐步擴(kuò)大，如何建立一套反映靈活性電源容量價(jià)值的電價(jià)體系將成為當(dāng)務(wù)之急。
筆者認(rèn)為，與其他能源政策類似，靈活性電源電價(jià)政策的制定也應(yīng)從“能源不可能三角”出發(fā)，兼顧能源安全、綠色、經(jīng)濟(jì)的目標(biāo)，可以從存量補(bǔ)償、投資激勵(lì)、技術(shù)創(chuàng)新、環(huán)境友好、短期成本、長期成本六個(gè)維度進(jìn)行分析。
為了給電力系統(tǒng)運(yùn)行提供充足裕度，靈活性電源電價(jià)機(jī)制既要給予存量機(jī)組足夠補(bǔ)償，合理疏導(dǎo)成本，緩解其經(jīng)營壓力；又要對(duì)后續(xù)新增電源投資進(jìn)行適當(dāng)激勵(lì)，以促進(jìn)靈活性電源保質(zhì)保量增長。
為了加快綠色低碳轉(zhuǎn)型，電價(jià)政策要鼓勵(lì)技術(shù)創(chuàng)新、提升能源利用效率、降低碳排放。既要兼顧短期系統(tǒng)成本壓力，也要關(guān)注長期潛在成本。此外，不同類型的靈活性電源，運(yùn)行方式、成本、作用存在一定差別，因此差異化的定價(jià)策略非常必要。
煤電電價(jià)政策關(guān)注平衡存量機(jī)組補(bǔ)償與系統(tǒng)成本壓力
為實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰目標(biāo)，我國未來中長期新增煤電需求量較小，無需借助電價(jià)政策刺激新投資，但存量煤電機(jī)組規(guī)模巨大，煤電電價(jià)政策目標(biāo)應(yīng)該是為存量機(jī)組提供合理補(bǔ)償，促進(jìn)煤電機(jī)組減量提質(zhì)，加快完成從基荷電源向靈活性電源的角色轉(zhuǎn)型。但煤電作為我國電力供應(yīng)的“壓艙石”，基數(shù)龐大，額外的電價(jià)補(bǔ)償存在推高終端用電成本的風(fēng)險(xiǎn)。
因此，在煤電電價(jià)政策實(shí)施初期，我國采取了相對(duì)保守的補(bǔ)償幅度，《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》指出，2024年，通過容量電價(jià)回收的固定成本比例為30%左右，容量電價(jià)為每年每千瓦100元。如果按目前各省利用小時(shí)數(shù)折算至每千瓦時(shí)電，煤電容量補(bǔ)償平均約為每千瓦時(shí)電2.6分錢。在獲得容量電價(jià)補(bǔ)償后，煤電機(jī)組在2024年中長期年度合同交易中普遍采取了更激進(jìn)的報(bào)價(jià)策略。從2024年中長期交易價(jià)格來看，疊加煤價(jià)下行因素的影響，多數(shù)省份電力交易的電量電價(jià)普遍下降，傳至終端用戶的用電成本總體可控。
《關(guān)于建立煤電容量電價(jià)機(jī)制的通知》規(guī)定，自2026年起，通過煤電容量電價(jià)回收固定成本比例將提升至不低于50%，遠(yuǎn)期將根據(jù)轉(zhuǎn)型進(jìn)度等實(shí)際情況合理確定并逐步調(diào)整。
目前，大多數(shù)省份采用統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)的容量電價(jià)補(bǔ)償。差異化的補(bǔ)償可以更好反映不同省份之間、機(jī)組之間的差異，后續(xù)可進(jìn)一步考慮機(jī)組類型、利用小時(shí)、壽命年限、靈活性調(diào)節(jié)能力等指標(biāo)進(jìn)行差異化補(bǔ)償。費(fèi)用分?jǐn)偪蓪⒂脩粢?guī)模、類型、負(fù)荷曲線納入考量，比如，按照類似分時(shí)電價(jià)的方式，根據(jù)分時(shí)電量分?jǐn)傎M(fèi)用，可起到引導(dǎo)用戶削峰填谷、有序用電的作用。
氣電電價(jià)重在穩(wěn)定投資預(yù)期
受高燃料成本的影響，氣電長期以來是我國發(fā)電成本最高的電源之一。因此，氣電的電價(jià)機(jī)制改革始終圍繞“疏導(dǎo)成本”這一關(guān)鍵詞展開。
過去十年，氣電的電價(jià)機(jī)制經(jīng)歷了四個(gè)發(fā)展階段。2015年以前，多數(shù)省份以單一制電量電價(jià)為主，基于成本加成的方式由政府核定省級(jí)統(tǒng)一上網(wǎng)電價(jià)；2015～2020年，考慮到機(jī)組成本差異，我國開始按照機(jī)組技術(shù)類型（如9E、9F）、運(yùn)行方式（如調(diào)峰、熱電聯(lián)產(chǎn)）設(shè)定差異化的上網(wǎng)電價(jià)；2021年，部分省份對(duì)供暖季和夏季頂峰時(shí)段制定更高的上網(wǎng)電價(jià)，把天然氣價(jià)格的季節(jié)性波動(dòng)、迎峰度夏的電力緊缺等因素納入考量，試圖兼顧運(yùn)行成本疏導(dǎo)與電力市場供需信號(hào)；2022年，傳統(tǒng)氣電大?。ㄊ校┤鐝V東、上海、浙江等，開始探索“容量電價(jià)+氣電聯(lián)動(dòng)”的模式，利用容量電價(jià)覆蓋固定成本，體現(xiàn)容量和靈活性的價(jià)值，利用“氣電聯(lián)動(dòng)”機(jī)制傳導(dǎo)天然氣價(jià)格波動(dòng)。
“氣電聯(lián)動(dòng)”指氣電上網(wǎng)電價(jià)與天然氣價(jià)格聯(lián)動(dòng)，各省的氣電聯(lián)動(dòng)計(jì)算方式存在著細(xì)微的差異，但主要考慮四個(gè)因素：到廠氣價(jià)的變化、發(fā)電氣耗、稅率調(diào)整以及其他因素。綜合估算下來，到廠天然氣價(jià)格每一立方米變動(dòng)1角錢，每千瓦時(shí)氣電上網(wǎng)電價(jià)相應(yīng)變化2分錢。
“容量電價(jià)+氣電聯(lián)動(dòng)”電價(jià)機(jī)制有望向更多省份推廣，在此電價(jià)機(jī)制下，用容量電價(jià)覆蓋固定成本、“氣電聯(lián)動(dòng)”覆蓋燃料成本，再適當(dāng)設(shè)置激勵(lì)性價(jià)格機(jī)制，促進(jìn)氣電主動(dòng)發(fā)揮快速調(diào)節(jié)的優(yōu)勢，可以有效解決成本問題，穩(wěn)定氣電的投資預(yù)期，為系統(tǒng)靈活性兜底。目前，國內(nèi)氣電規(guī)模仍然較小，即使容量電價(jià)額度高于煤電，其對(duì)終端電價(jià)的影響也相對(duì)有限。
抽水蓄能電價(jià)重在激勵(lì)新投資
長期以來，抽水蓄能電站受困于初始投資高、建設(shè)周期長、成本回收難等一系列難題，發(fā)展速度相對(duì)較緩，多數(shù)項(xiàng)目投資以電網(wǎng)公司為主導(dǎo)，以支撐電網(wǎng)系統(tǒng)削峰填谷和安全穩(wěn)定。
根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于抽水蓄能電站容量電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，自2023年6月起，抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價(jià)：在電量電價(jià)中設(shè)置抽水和上網(wǎng)電價(jià)價(jià)差，覆蓋電站運(yùn)營成本；基于成本加成的原則核定容量電價(jià)，按40年電站經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率6.5%核價(jià)。兩部制電價(jià)的施行，大幅改善了抽水蓄能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，激發(fā)了發(fā)電企業(yè)的投資熱情。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2022～2023年全國年均核準(zhǔn)抽水蓄能項(xiàng)目近4400萬千瓦，約為2021年核準(zhǔn)量的5倍。
國內(nèi)抽水蓄能電站已投運(yùn)規(guī)模尚小，即使設(shè)置較高水平的容量補(bǔ)償，也不會(huì)對(duì)整個(gè)系統(tǒng)的成本造成太大壓力。但抽水蓄能本質(zhì)上是資源型發(fā)電，隨著項(xiàng)目開發(fā)換擋提速，優(yōu)良廠址將被優(yōu)先開發(fā)，后續(xù)新廠址難以避免地將面臨開發(fā)成本增加、施工難度加深、環(huán)保及生態(tài)恢復(fù)壓力增大的考驗(yàn)。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2020年之前投運(yùn)的抽水蓄能電站單位投資普遍為3500~4000元/千瓦，但2020年之后投運(yùn)電站單位投資已經(jīng)飆升至5000~6500元/千瓦。隨著抽水蓄能裝機(jī)容量增加、造價(jià)逐步攀升，容量電價(jià)所帶來的系統(tǒng)成本壓力將日益凸顯，抽水蓄能電站容量電價(jià)政策將綜合考慮包括成本在內(nèi)的多種因素，隨省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)監(jiān)管周期同步調(diào)整。
新型儲(chǔ)能電價(jià)深度參與市場
新型儲(chǔ)能主要依賴市場手段形成價(jià)格激勵(lì)。在充分的市場競爭中，挖掘技術(shù)創(chuàng)新和降本潛力，通過市場供求決定價(jià)格，用價(jià)格引導(dǎo)投資。
與其他靈活性電源相比，新型儲(chǔ)能項(xiàng)目單體裝機(jī)容量小、建設(shè)周期短、初始投資低，民營企業(yè)參與程度高，更適合通過市場手段形成價(jià)格激勵(lì)。隨著電力市場改革逐步深入，越來越多的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目可以以獨(dú)立市場主體身份加入電力市場，目前主要的商業(yè)模式包括電力輔助服務(wù)市場中的調(diào)峰及調(diào)頻市場、現(xiàn)貨市場交易中的峰谷價(jià)差套利以及容量租賃等。通過深度參與市場，新型儲(chǔ)能電價(jià)隨行就市，以市場供需關(guān)系的變化帶動(dòng)電價(jià)波動(dòng)。
新型儲(chǔ)能通過“火儲(chǔ)聯(lián)合”調(diào)頻的方式參與輔助服務(wù)市場，以山東某燃煤電廠為例，該廠于2021年年底配置9兆瓦、4.5兆瓦時(shí)儲(chǔ)能后，電廠調(diào)頻輔助服務(wù)收益變?yōu)槲磁渲们暗慕?倍。強(qiáng)烈的價(jià)格信號(hào)刺激大量儲(chǔ)能電站投資入市，截至2023年年底，廣東約有六成以上的煤電廠均配置不同規(guī)模的新型儲(chǔ)能，火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目平均收益從月入千萬降至每月幾十萬元。
未來新型儲(chǔ)能是否會(huì)推行容量電價(jià)政策還存在諸多不確定性。與煤電、氣電、抽水蓄能電站不同，新型儲(chǔ)能技術(shù)路線眾多、儲(chǔ)能時(shí)長各異，且不同投產(chǎn)年份設(shè)備采購成本差異大，在成本核定方面存在一定挑戰(zhàn)。
正如“能源不可能三角”難以同時(shí)兼顧，人們更多時(shí)候是在“安全、經(jīng)濟(jì)、綠色”三要素中根據(jù)實(shí)際情況尋求利益最大化，未來靈活性電源的電價(jià)政策也將根據(jù)電力供需情況、系統(tǒng)成本變化、綠色轉(zhuǎn)型進(jìn)度等實(shí)際情況不斷調(diào)整優(yōu)化，探索適合我國國情的靈活性電源價(jià)格機(jī)制，助力構(gòu)建中國現(xiàn)代能源體系。
（作者系標(biāo)普全球大宗商品電力與可再生能源研究分析副總監(jiān)。編輯：郝怡柯）
