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图1新型电力系统中火电和新能源发电上网电价测算思路
一是实施容量成本补偿机制有力支持火电发挥灵活性作用。相关机制实施后,火电上网电价在2025年、2030年分别提高2.7分/千瓦时和6.6分/千瓦时。其中,①因火电利用小时数下降,启动电价补偿机制,火电上网电价分别上涨1.0分/千瓦时、4.4分/千瓦时,可支持火电机组在2025年利用小时下降至3719小时,2030年进一步下降至2973小时;②因火电灵活性改造,火电上网电价分别上涨1.7分/千瓦时、2.2分/千瓦时,可支撑2025年70%的火电机组完成灵活性改造,2030年改造比例能进一步提升至90%。近期上网电价机制主要关注煤电灵活性成本疏导的问题,远期主要解决火电发电小时数降低增加的成本。具体结果如下表所示。
表1 2025、2030年火电综合上网电价
二是降低风光上网电价能缓解上网侧电价矛盾。①仅考虑火电电价上涨时,2025年和2030年系统平均上网电价分别上涨1.4分/千瓦时和2分/千瓦时。②当风光上网电价与燃煤基准价脱钩,并执行退坡机制时,风电2025年和2030年上网电价可下降2.6分/千瓦时、4.7分/千瓦时,光伏2025年和2030年上网电价可下降1.1分/千瓦时、2.7分/千瓦时,2025、2030年平均上网电价上涨幅度可相应缩窄至1.2分/千瓦时和1.3分/千瓦时。具体结果如下表所示。
表2 2025年各类电源上网电价
从测算结果来看,一是平均上网电价长期看呈上涨趋势,主要原因是风光大规模装机效应带来部分成本下降,不足以抵消火电成本上涨趋势。二是实行价格补偿机制的未来上网电价涨幅放缓。通过下调风光上网价格,相应补偿火电未来的容量及灵活性成本,稳定了上网侧电价水平。
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双碳目标下,新型电力系统中火电和新能源发电主体的成本呈现“两升一降”的变化特征,火电重新定位为“基荷与调节电源并重”,发电小时数降低,单位发电成本上升;系统调节需求增加,火电灵活性改造推高成本;新能源渗透率提高导致系统负担的储能成本上升;风光规模效应导致新能源发电成本下降。
针对现行电价机制未体现火电的调峰、备用等灵活性资源的价值问题,量化分析了火电利用小时数下降、灵活性改造对于火电上网电价的影响,提出了火电容量成本价格补偿方案。针对现行执行燃煤基准价的新能源定价方式与其成本属性不匹配的问题,提出了计及新能源度电成本变化规律的上网电价调整方案,有效缓解了上网侧电价上涨趋势。
建议针对火电上网电价机制,短期内主要关注煤电灵活性成本疏导的问题,远期则需解决因火电发电小时数降低导致的容量成本增加问题,并按照“谁受益、谁分担”原则,完善容量补偿辅助服务分摊机制。同时,考虑新能源投资成本下降趋势,将新能源上网电价与燃煤基准价脱钩,结合各地区风光资源情况,合理设计新能源上网电价机制。
湖北电力出品 图文编辑:范先国 作者:湖北省电力公司财务部 廖伟 湖北省电力经济技术研究院 侯婷婷 汪致洵 贺兰菲
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