2020-10-22 13:03:29 中国能源网

过去十多年来，我国新能源发展取得了举世瞩目的发展成就，其中固定电价及补贴制度发挥了关键作用，随着技术进步、成本下降，与常规能源相比，可再生能源的竞争性逐步提高。

近年来，国家在可再生能源上网电价方面做了一系列的调整，包括减少补贴、引入竞争机制等，可再生能源平价上网时代即将到来。同时随着电力市场化改革与电力市场的建设推进，电价的形成机制也将发生深刻变化，可再生能源参与市场与常规能源开展竞争指日可待。

未来，在电力市场环境下，如何通过市场手段不断完善电价形成机制，推动可再生能源的进一步发展？推动煤电转换角色，由提供电量为主向提供电力、提供辅助服务转变？另外，在需求侧如何对用电价格制度进行优化，通过需求侧响应的方式平缓用电负荷曲线？

在本期煤电沙龙中，电力规划设计总院技术经济部高级工程师王睿博士、国瑞沃德(北京)低碳经济技术中心工程师李淑祎博士，以及自然资源保护协会高级分析师康俊杰博士就“价格机制与电力清洁化转型”问题进行探讨。

“十三五”电价机制与政策

在“十三五”期间，我国可再生能源发展经历了非常巨大的进步，风电和光伏正在步入“平价时代”，这其中价格机制发挥了非常重要的作用。

康俊杰表示：“电价机制从两方面推动可再生能源发展。首先是标杆电价制度，对于单一项目，长期稳定的标杆电价保障了项目的盈利性，使投资者保持了良好的预期，从而实现了风电、光伏投资每年的快速增长。而对于行业的整体发展，不定期调整的标杆电价也推动了行业的竞争，使整个行业的成本不断降低。此外，最早起源于光伏领跑者计划的竞价机制，促进了产业技术进步，进一步推动了整个风电光伏发电价格的降低。”

可再生能源发展的同时，“十三五”期间我国煤电出现了大面积的亏损。对此王睿表示：“从发电企业来看，造成煤电企业亏损的原因主要有两个。一方面是煤电运行小时数持续低迷，第二方面是煤价持续走高。”

从电价方面来看，对于煤电亏损，王睿认为：“煤电产生亏损的主要原因是原有的价格机制采用单一的电量电价机制，所以煤电的收益就是发电量乘以上网电价，但是随着煤电的转型，由原来的电量和电力双供应主体逐渐向电力供应主体，利用小时数将持续走低。在这个背景下，如果还沿用原有的单一的上网电价，产生亏损是一个必然的问题。”

王睿强调，在传统的电力系统里边，电力平衡和电量平衡是一个紧密的正相关的关系。但是随着新能源的大规模开发，这种正相关关系正逐渐被弱化。单一的电量过剩并不意味着电力的过剩，相反由于新能源占比较高的电力系统中，由于风电和光伏具有一定的不确定性，如果更好的发挥煤电作用，让煤电去承担一部分的兜底保障的责任，还有利于新能源的消纳和发展。

在需求侧方面，现行的国内终端销售电价体系是按照用户类型来分的：大工业用户、一般工商业用户以及居民用户。需求响应不同于有序用电，它是电力用户对电价或激励信号做出的主动响应，这种响应主要表现为用户临时性改变用电行为，即根据电价高低或激励大小，临时性调节电力负荷，包括削峰和填谷。因此，用户行为的合理引导是需求响应工作开展的关键。而电价政策则是促进用户自愿改变用电行为的最有效手段。对于推动需求侧管理的电价机制来说，比较典型的是峰谷分时电价。

国瑞沃德(北京)低碳经济技术中心工程师李淑祎博士表示：“峰谷分时电价机制的形成，是将一天内的电价分成三个时段：平段、谷段和峰段。在用电高峰时段，电力价格会比谷段高2-4倍，甚至5倍以上。通过电价的高低给消费者以明确的信号，引导消费者改变用电行为，达到节电、负荷管理、削峰和填谷等目的。比如在夏季的高峰时段减少空调的使用，在深夜的低谷时段，进行蓄冷或电池汽车的充电，从而平移地区的负荷曲线，这是需求侧响应的主要工作。”

李淑祎还提到：“电价在培育需求响应市场方面发挥很高的作用。因为需求侧响应工作的开展是需要成本的，包括组织成本、管理成本，以及项目技术改造的成本。这些工作的开展，项目参与者都对项目的收益有预期，电价能起到提高项目成本回收能力的作用，从而让市场参与者更积极的参与。因此，一个理想的价格机制，不仅能够积极引导用户的参与，同时也能给市场发出一个明确的信号，推动需求响应市场规模化发展。”

“十四五”电力供需电价机制展望

在今年9月，习近平主席在联大发言中提出，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2020年是正式制订“十四五”规划的年份，把这些目标纳入规划之中，实现碳达峰和碳中和的宏伟目标，电力行业至关重要，需要在“十四五”以及更长时间内，在电价形成机制和电价政策方面，促进电力行业的低碳转型。

此外，在“十三五”阶段，我国已经开始了煤电转型之路，煤电从常规的提供电量，向提供电力和电量两方面转变。在“十四五”期间，煤电的基础保障作用，以及支撑电力系统稳定运行的作用会更加凸显。

王睿表示：“伴随着电力市场化改革的加速推进，我国需构建涵盖电力现货、容量、辅助服务等不同交易品种的完整市场体系，充分反映煤电在电力系统中的价值，并通过市场机制的完善推动煤电功能定位重要作用的充分发挥。对于引入容量市场支撑煤电回收成本有两个触发条件，一是系统潜在的装机不足，二是容量支撑性电源存在持续性亏损。”

对于辅助服务市场，王睿指出：““十四五”期间辅助服务市场建设应着眼于以下两个方面开展完善工作：一是建立与引致责任相协调的辅助服务费用分摊机制，避免由于责权不对等出现的“搭便车”效应，促进辅助服务费用在不同主体间的公平分摊；二是拓宽辅助服务费用来源。原有辅助服务费用在发电侧分摊过渡性质的制度安排不宜作为常态化机制。”

随着可再生能源电价不断降低，平价上网时代即将到来，但可再生能源存在间歇性和不稳定性对电力系统的安全稳定运行造成了很大负担。部分地区出台了要求建立可再生能源项目须配套一定比例的储能设施，以及要求可再生能源项目承担一定的系统安全成本。

对此，康俊杰认为：“采用任何形式的让可再生能源企业背负系统安全成本，都是不合理的。不管是要求配建储能设施，还是分担辅助服务费用。因为系统安全问题不是因为可再生能源接入造成的，而是需求侧用电需求的波动与供给侧的供给不匹配造成的，可再生能源是清洁电力的生产者，自身并不直接需要快速爬坡和容量备用服务。”

李淑炜指出：“大力推进电力系统的低碳清洁转型，需要加快我们用户侧的电价机制的完善。第一是价格，用户侧价格和供应侧价格进行更好的衔接，使其能反映煤电转型与可再生能源的发展。同时通过电价机制的不断完善，能更好地反映电力的供需形势，更好的体现稀缺的电能产品，如需求侧电力的价值，绿色电力的价值。”

康俊杰认为：“在价格机制上，“十四五”急需制定合理的价格疏导机制。“十四五”期间可以预见可再生能源大规模发展。因此煤电转型过程中，煤电要在储能大规模商业利用前为可再生能源提供兜底保障作用。在这种情况下，电价要疏导出去，光靠电力系统是不行的，需要全社会共同解决，需要政府来解决。因此，“十四五”期间，应做好煤电、可再生能源、电网三者的角色定位，制定一种正确的价格疏导机制。”

最后，做客沙龙的专家一致认为，伴随着电力市场化改革的推进及煤电转型节奏的加快，煤电所面临的外部产业政策环境也亟需作出相应调整，为充分发挥煤电在能源电力转型中的功能作用，需要多方努力共同推动落实相关激励机制的建立和完善，促进和保障煤电向高效、清洁、灵活、低碳的转型升级。