“未来随着具有波动性特征的 新能源 发电加快发展，长远来看，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，破解转型进程中的‘能源不会三角’。”
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，要更多施展体制机制改革的功能，从而有效对冲系统转型的成本。其中，要特别重视施展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，成为我国第壹大电源。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其实其实不高。《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%，仍是全国第壹大发电量贡献主体。
“ 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不同较大。 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养。
华宝证券分析师胡鸿宇指出，在一定规模的电力系统中，系统调养能力主要由电源调养性能决定，与电源结构相关。如果电力系统中灵活性电源较多（好比气电、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壹财经记者介绍，国内当前的情景是，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，这将造成电源结构失衡，并降低电力全面的安全性和灵活性。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，也有可能存在与真实供需情况不相配，从而难以平衡多元经营主体利益，无益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进程中，需重视施展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。“尤其是当前电力市场建设有待进一步完善，在市场过渡阶段，应更好施展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，国内电价机制改革获得了积极进展。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，以体现煤电支撑调养容量价值，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，多条理市场体系有效运行。
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 发电和煤电等电源。”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，包含：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，光热发电支撑调养作用逐步凸显，...。
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，造成项目盈利承压。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年和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 等行径优化电站调度运行方式，实现一定水平的可靠性替代，减少对系统调养资源的切实需求，建议针对不同可靠容量情况的 新能源 ，通过不同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，强化与电力市场衔接。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，且能施展系统性、全局性调养保安功能的电网侧 储能 ，可采取“区分类型、控制规模、适度支持、市场衔接”的形式，给予正确的容量电价支持。
核电电价机制方面，建议统筹考虑不同代际核电技术不同，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。
另外，他还建议，为引导核电，尤其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，增进其合理承担系统调养责任。