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初步匡算,要满足2020年2亿千瓦风电和1亿千瓦光伏电量的补贴,按现行标杆电价水平,全国可再生能源附加需提高到2.3分/千瓦时以上。若风电上网电价下降10%,光伏上网电价下降20%,则全国可再生能源附加标准维持在1.5分/千瓦时即可。若进一步加大降价力度,风电下降15%,光伏下降30%,则电价附加标准可降为1分/千瓦时左右,部分地区2020年可取消补贴。“十三五”期间,第一步可利用当前煤电联动电价下降的空间补上现有的补贴缺口,但下一步价格政策应需瞄准电价附加标准降为1分钱甚至更低而努力。
(四)完善电力环保加价政策,积极推动大气污染防治
目前实行的脱硫、脱硝、除尘电价等环保加价政策,在调动企业积极性促进节能减排、应对大气污染防治等方面发挥了重要的作用,但其本质是将企业的治污成本由全社会负担,未体现“谁污染、谁治理、谁付费”的原则,对广大消费者不公平,对企业也未真正形成清洁低碳生产的约束机制和内生动力。若延续此办法,随着治污任务不断加重,环保加价范围和水平也将“水涨船高”,消费者将不堪重负,难以为继。因此,电力环保加价只能作为一种过渡性的政策安排。长远看,应实施价、税、财联动改革,提高消费税、排污费,或者开征环保税以及建立污染物和碳排放交易市场,逐步替代电力环保加价,才能真正将能源开发利用的外部成本内部化,也才能与未来市场形成电价的机制相适应。
(五)发挥价格信号的引导作用,提升能源系统效率
目前,由于没有建立有效的价格激励机制,在电力系统运行中,电网企业出于利益考虑未能实行科学节能调度,使抽水蓄能、燃气发电等优质调峰机组未充分发挥作用,实际上主要靠煤电承担系统调峰任务,极大挤压了新能源上网的空间。去年火电平均利用仅4700小时,远低于设计利用小时数,大功率高参数的煤电机组不得不大幅降负荷低效运行,人为增加了能耗和排放水平。由于电力系统是能源系统的核心和中枢,我国电力系统的低效也使得能源系统整体效率和经济性大为降低。
若改变现有电力系统调峰运行的惯性思路,未来多规划新上一些抽水蓄能、燃气发电以及流域龙头水电站等优质调峰机组,并真正发挥作用,则可摆脱现行电力系统主要靠煤电调峰的路径依赖,取得“一举多得”的政策功效。一是可大量减少未来新增煤电机组;二是可让现有火电大幅提高利用小时和负荷率,充分发挥设备高效利用能力;三是减少跨省区电力输送压力;四是使电力系统有更强的调节性能,可接纳更多的可再生能源和分布式能源上网,将有效减少弃风弃水。尽管优质调峰机组成本相对较高,但以上四方面系统节省的投资和成本,将远大于新增调峰机组的支出,这样将实现电力系统成本最小,效率最高,社会用能福利自然也将最大化。
为鼓励和实现上述电力系统规划思路及运行方式的转型,价格工作应主动作为,系统设计好价格机制,如扩大实施峰谷电价、可中断电价、高可靠性电价、差别电价等制度,建立电力辅助服务补偿机制,并进一步发展辅助服务交易市场等,统筹发挥抽蓄、燃机、火电等机组和储能设施的调峰调频备用等功能,推动不同能源品种、设施从相互割裂走向系统集成,实现电力、燃气、热力、制冷等能源综合优化供应,使各类能源多元互补、各尽其能、各得其所,以最少成本实现资源优化配置。
在用户侧,应配合“新城镇,新能源、新生活”行动计划,推行“智能价格”机制,扩大实行灵活的峰谷、季节分时以及阶梯式电价和气价政策,鼓励用户主动响应,调节用能行为和时间,削峰填谷,提高系统能效。为化解《电力法》“一个供电营业区只设立一个供电机构”等体制障碍,可设计相应的价格激励机制和政策,调动电网企业积极性成立专业化的节能服务公司,通过合同能源管理、集中与分布式供能相结合等模式,为用户提供一揽子的高效供能解决方案。
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