网讯：“十四五”期间，我国可再生能源实现高质量跃升发展，新增装机屡创新高。截至2024年6月底，风电、光伏发电装机容量分别达到约4.7亿千瓦、7.1亿千瓦，总计约占总装机比例的38.5%。随着新能源发电占比提高，其间歇性、波动性、随机性加重了系统消纳压力，新型电力系统将更多依赖具备快速调节能力的灵活性电源。
截至2024年6月底，我国煤电、气电、抽水蓄能、新型储能装机容量已分别达到约11.7亿千瓦、1.3亿千瓦、5440万千瓦、4444万千瓦。预计“十四五”末，抽水蓄能、以电池为主的新型储能装机容量将达到6200万千瓦、3000万千瓦。根据目前项目建设进度来看，实际投产规模将超出规划预期。
灵活性电源与传统主力电源的根本差异
灵活性电源主要为电力系统提供快速调节能力，通过快速调节自身出力，匹配新能源出力的间歇性和波动性，为系统提供可调度容量而非电能量。在风电、光伏发电集中发电时段，为新能源消纳腾挪空间；在新能源出力不足时，为电力保供兜底。
电力系统中发电资源的价值可以体现在四个方面，即能量价值、容量价值、调节价值和绿色价值。为更好地利用价格信号，我国在电价体系中分别建立了中长期及现货交易市场以反映能量价值，辅助服务市场以反映调节价值，绿电交易及绿证市场以反映绿色价值，但对于灵活性电源所体现的容量价值尚未建立完善的价格机制。
随着灵活性电源装机容量逐步扩大，如何建立一套反映灵活性电源容量价值的电价体系将成为当务之急。
笔者认为，与其他能源政策类似，灵活性电源电价政策的制定也应从“能源不可能三角”出发，兼顾能源安全、绿色、经济的目标，可以从存量补偿、投资激励、技术创新、环境友好、短期成本、长期成本六个维度进行分析。
为了给电力系统运行提供充足裕度，灵活性电源电价机制既要给予存量机组足够补偿，合理疏导成本，缓解其经营压力；又要对后续新增电源投资进行适当激励，以促进灵活性电源保质保量增长。
为了加快绿色低碳转型，电价政策要鼓励技术创新、提升能源利用效率、降低碳排放。既要兼顾短期系统成本压力，也要关注长期潜在成本。此外，不同类型的灵活性电源，运行方式、成本、作用存在一定差别，因此差异化的定价策略非常必要。
煤电电价政策关注平衡存量机组补偿与系统成本压力
为实现碳达峰目标，我国未来中长期新增煤电需求量较小，无需借助电价政策刺激新投资，但存量煤电机组规模巨大，煤电电价政策目标应该是为存量机组提供合理补偿，促进煤电机组减量提质，加快完成从基荷电源向灵活性电源的角色转型。但煤电作为我国电力供应的“压舱石”，基数庞大，额外的电价补偿存在推高终端用电成本的风险。
因此，在煤电电价政策实施初期，我国采取了相对保守的补偿幅度，《关于建立煤电容量电价机制的通知》指出，2024年，通过容量电价回收的固定成本比例为30%左右，容量电价为每年每千瓦100元。如果按目前各省利用小时数折算至每千瓦时电，煤电容量补偿平均约为每千瓦时电2.6分钱。在获得容量电价补偿后，煤电机组在2024年中长期年度合同交易中普遍采取了更激进的报价策略。从2024年中长期交易价格来看，叠加煤价下行因素的影响，多数省份电力交易的电量电价普遍下降，传至终端用户的用电成本总体可控。
《关于建立煤电容量电价机制的通知》规定，自2026年起，通过煤电容量电价回收固定成本比例将提升至不低于50%，远期将根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整。
目前，大多数省份采用统一标准的容量电价补偿。差异化的补偿可以更好反映不同省份之间、机组之间的差异，后续可进一步考虑机组类型、利用小时、寿命年限、灵活性调节能力等指标进行差异化补偿。费用分摊可将用户规模、类型、负荷曲线纳入考量，比如，按照类似分时电价的方式，根据分时电量分摊费用，可起到引导用户削峰填谷、有序用电的作用。
气电电价重在稳定投资预期
受高燃料成本的影响，气电长期以来是我国发电成本最高的电源之一。因此，气电的电价机制改革始终围绕“疏导成本”这一关键词展开。
过去十年，气电的电价机制经历了四个发展阶段。2015年以前，多数省份以单一制电量电价为主，基于成本加成的方式由政府核定省级统一上网电价；2015～2020年，考虑到机组成本差异，我国开始按照机组技术类型（如9E、9F）、运行方式（如调峰、热电联产）设定差异化的上网电价；2021年，部分省份对供暖季和夏季顶峰时段制定更高的上网电价，把天然气价格的季节性波动、迎峰度夏的电力紧缺等因素纳入考量，试图兼顾运行成本疏导与电力市场供需信号；2022年，传统气电大省（市）如广东、上海、浙江等，开始探索“容量电价+气电联动”的模式，利用容量电价覆盖固定成本，体现容量和灵活性的价值，利用“气电联动”机制传导天然气价格波动。
“气电联动”指气电上网电价与天然气价格联动，各省的气电联动计算方式存在着细微的差异，但主要考虑四个因素：到厂气价的变化、发电气耗、税率调整以及其他因素。综合估算下来，到厂天然气价格每一立方米变动1角钱，每千瓦时气电上网电价相应变化2分钱。
“容量电价+气电联动”电价机制有望向更多省份推广，在此电价机制下，用容量电价覆盖固定成本、“气电联动”覆盖燃料成本，再适当设置激励性价格机制，促进气电主动发挥快速调节的优势，可以有效解决成本问题，稳定气电的投资预期，为系统灵活性兜底。目前，国内气电规模仍然较小，即使容量电价额度高于煤电，其对终端电价的影响也相对有限。
抽水蓄能电价重在激励新投资
长期以来，抽水蓄能电站受困于初始投资高、建设周期长、成本回收难等一系列难题，发展速度相对较缓，多数项目投资以电网公司为主导，以支撑电网系统削峰填谷和安全稳定。
根据《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，自2023年6月起，抽水蓄能执行两部制电价：在电量电价中设置抽水和上网电价价差，覆盖电站运营成本；基于成本加成的原则核定容量电价，按40年电站经营期内资本金内部收益率6.5%核价。两部制电价的施行，大幅改善了抽水蓄能项目的经济性，激发了发电企业的投资热情。据统计，2022～2023年全国年均核准抽水蓄能项目近4400万千瓦，约为2021年核准量的5倍。
国内抽水蓄能电站已投运规模尚小，即使设置较高水平的容量补偿，也不会对整个系统的成本造成太大压力。但抽水蓄能本质上是资源型发电，随着项目开发换挡提速，优良厂址将被优先开发，后续新厂址难以避免地将面临开发成本增加、施工难度加深、环保及生态恢复压力增大的考验。据统计，2020年之前投运的抽水蓄能电站单位投资普遍为3500~4000元/千瓦，但2020年之后投运电站单位投资已经飙升至5000~6500元/千瓦。随着抽水蓄能装机容量增加、造价逐步攀升，容量电价所带来的系统成本压力将日益凸显，抽水蓄能电站容量电价政策将综合考虑包括成本在内的多种因素，随省级电网输配电价监管周期同步调整。
新型储能电价深度参与市场
新型储能主要依赖市场手段形成价格激励。在充分的市场竞争中，挖掘技术创新和降本潜力，通过市场供求决定价格，用价格引导投资。
与其他灵活性电源相比，新型储能项目单体装机容量小、建设周期短、初始投资低，民营企业参与程度高，更适合通过市场手段形成价格激励。随着电力市场改革逐步深入，越来越多的新型储能项目可以以独立市场主体身份加入电力市场，目前主要的商业模式包括电力辅助服务市场中的调峰及调频市场、现货市场交易中的峰谷价差套利以及容量租赁等。通过深度参与市场，新型储能电价随行就市，以市场供需关系的变化带动电价波动。
新型储能通过“火储联合”调频的方式参与辅助服务市场，以山东某燃煤电厂为例，该厂于2021年年底配置9兆瓦、4.5兆瓦时储能后，电厂调频辅助服务收益变为未配置前的近8倍。强烈的价格信号刺激大量储能电站投资入市，截至2023年年底，广东约有六成以上的煤电厂均配置不同规模的新型储能，火储联合调频项目平均收益从月入千万降至每月几十万元。
未来新型储能是否会推行容量电价政策还存在诸多不确定性。与煤电、气电、抽水蓄能电站不同，新型储能技术路线众多、储能时长各异，且不同投产年份设备采购成本差异大，在成本核定方面存在一定挑战。
正如“能源不可能三角”难以同时兼顾，人们更多时候是在“安全、经济、绿色”三要素中根据实际情况寻求利益最大化，未来灵活性电源的电价政策也将根据电力供需情况、系统成本变化、绿色转型进度等实际情况不断调整优化，探索适合我国国情的灵活性电源价格机制，助力构建中国现代能源体系。
