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近年来，我国风电、光伏装机规模快速增长，发电量占比稳步提升。截至2023年4月底，我国风电、光伏发电总装机达到8.2亿千瓦，占全国发电装机的30.9%，风光发电量占比接近15%。由于新能源存在波动性、随机性和间歇性，同时取暖制冷负荷占比不断提高，尖峰用电需求快速增长，负荷峰谷差不断加大，我国电力保供形势十分严峻，亟需针对高比例新能源发展，统筹优化电价政策，充分发挥价格信号引导作用，保障电力系统安全稳定运行。

（来源：电联新媒作者：尤培培）

高比例新能源发展对电力系统安全保供的影响

新能源发电和负荷侧用电在时间上难以有效匹配，存在系统平衡风险。一是日内供需匹配度较低。新能源发电具有波动性、随机性和间歇性。光伏发电一般集中在上午10点至下午3点，风力发电集中在夜间12点以后；而用电负荷主要集中在上午（8点-10点）和傍晚（18点-22点），傍晚的晚高峰是目前供需矛盾最为突出的时段。随着光伏的大规模发展，白天呈现供大于求，系统净负荷曲线形成低谷或者深谷，新能源面临消纳困难的局面，而到太阳下山，负荷快速爬升，系统又面临供不应求的局面。此外，一些新型负荷如电动汽车充电等，存在用电集中性和随机性，在缺乏有效的引导下，将对系统安全造成影响。二是季节性供需匹配度较低。系统用电高峰期通常是满足夏季降温负荷和冬季取暖负荷的需要，但夏季新能源又常面临极热无风和冬季光照不足等问题，难以和负荷侧需求相匹配。

新能源发电与负荷侧用电在空间上具有较大差异性，源网荷协同存在一定风险。我国可再生能源资源与负荷逆向分布，需要依靠远距离输送，才能在空间上进行有效匹配，而目前这种匹配存在三方面问题和风险：一是新能源配套电源建设滞后，导致输电效率难达预期；二是跨省区输电价格机制单一，导致沙戈荒等大型风光基地能源外送落地价格不经济，交易难以达成；三是跨省区交易长协履约不足，全网迎峰度夏期间有效发电能力不足，电力供需紧张已经向送端省份延伸，导致受端省用电难以和送端外送电有效匹配。

新能源发电低边际成本与高系统性成本的技术经济特性与现行政策机制尚未匹配，易引发潜在保供风险。风光资源具有零边际成本的特性，随着新能源未来逐步成为发电主力，其波动性、随机性和间歇性要求大量常规电源为整个系统提供短期平衡和长期容量充裕的服务，进而造成系统性成本升高，而目前我国电力市场化改革尚处于起步期，辅助服务机制不完善，补偿费用偏低、品类不健全、传导机制有待优化，容量补偿机制普遍缺失，在整个政策机制设计中尚未有效解决高比例新能源发展下电力系统短期保供平衡和中长期容量充裕问题。

价格政策和市场机制方面有关建议

在用户侧加快完善分时电价政策，有效发挥价格信号引导作用。一是全面扩大分时电价执行范围，推动包含居民用户在内的全部用户类别执行分时电价，引导用户及时感知并响应供需变化。二是优化完善居民阶梯分时电价执行方式，推动阶梯电价全面按“月”执行，并在居民阶梯电价基础上，执行居民季节性分时电价，最大限度反映迎峰度夏、度冬节电需要，保障电力安全供应。三是结合各地净负荷曲线变化，区分季节，优化峰谷电价时段划分，提升分时电价执行的灵活性，更好引导用户削峰填谷。四是全面推行尖峰、深谷电价政策，对冬夏“两峰”设置尖峰电价，提高尖峰电价执行日期和时段划分调整频次，对重大节假日设置深谷电价。五是进一步拉大高耗能企业峰谷价差，结合生产能效要求确定高耗能企业清单，将高耗能企业峰谷电价在现有基础上结合各地峰谷差调节需要进一步拉大，严格落实中长期交易电价上浮不受20%限制。六是畅通分时价格信号向终端传递路径，在现货运行的地区，售电公司应制定体现分时信号的零售套餐；售电公司尚不具备制定零售套餐能力的，各地应采用明确峰谷时段、规定价差下限、订立标准套餐等方式促进分时信号传递。七是建立居民充电桩充电分时价格机制。结合充电便利性、系统调节需求等制定居民充电桩峰谷时段，科学设置居民充电峰谷价差，合理引导居民充电行为。

完善市场交易机制和输电价格机制，提升电力在更大空间范围的互济水平。

一是建立跨省区送电长效机制，出台合理的跨省区输电两部制电价机制，促进跨省区交易。近期电量电价按送受端价差空间制定，容量电价回收剩余部分成本，促进省间交易。中远期逐步过渡到容量电价回收固定成本，电量电价回收线损成本，并对同一大型风光基地不同外送通道价格实行打捆定价。二是强化中长期合同责任，提升中长期合同履约率。三是建立健全跨省区辅助服务机制，丰富辅助服务品种。四是建立跨省区应急交易机制。

加快完善市场化机制，充分发挥市场机制的引导作用。加快完善需求响应市场机制。一是进一步增强需求响应激励水平。开展用户需求响应特性和成本特性分析，实施分行业分用户类别需求响应意愿调查，分析阻碍用户参与需求响应的因素，进一步制定有效的响应激励机制。二是推动激励型需求响应机制与电力现货市场、带曲线中长期交易耦合。逐步推动允许需求侧资源常态化报价、调用；按季节等因素区分平常期与保供期，区分补偿标准或竞价上限，避免形成过大资金压力。三是细化激励型需求响应产品分类。在响应时间、提前通知、控制时长等方面，结合时间尺度、季节因素等进一步细化。四是建立需求响应合理基线标准和惩罚规则。基于基线标准，对响应质量进行评价，对未履行响应责任的参与用户进行惩罚，降低违约风险。五是进一步巩固和拓宽响应资金来源渠道。各地结合实际，探索通过系统运行费等渠道拓宽现行需求响应资金渠道，并逐步向市场化方向融合。优化省间和省内市场限价机制和配套机制。一是区分民生和非民生设置限价规则。民生保供体现我国社会主义制度优势，非民生直接关联的工商业用电应充分发挥市场作用。现阶段，省间购电宜不高于2倍省内现货价格设置（即不超过3元/千瓦时），在保障外送省供电需求的同时，避免过大推高受端省用电成本。二是结合实际情况调高电力中长期合同基准价或扩大价格浮动范围，适当调高省内电力现货市场价格上限，增加顶峰机组收入。三是远期逐步降低市场力，促进电力市场有效竞争，降低稳价压力。对目前以“一省一企”的煤电运营模式为主的省份，重新整合为“一省多企”的运营模式，在省内形成煤电竞争的格局。建立容量充裕度保障机制。按照先容量补偿、后容量市场的路径设计和建设容量机制。初期可针对存量机组建立容量补偿机制，根据发电成本、用电需求、系统可靠性要求等确定容量电价。未来，逐步建立容量市场机制，以长期市场均衡引导容量投资布局。完善辅助服务市场机制，提升系统灵活性。一是进一步完善电力辅助服务市场体系，研究设计各类满足调频、备用、无功等系统调控场景需求的交易品种，建立用户与发电共同承担的成本分摊机制。二是完善火电在短期应急保供中的配套市场机制，允许火电在供需紧张时超过铭牌容量上报出力上限，并免于考核。探索在保障安全的情况下，允许部分煤电机组在供需紧张时提供超铭牌发电能力，相关电量在“两个细则”中免于考核。

加强煤炭产能规划和价格管理，保障煤炭安全可靠供应。一是积极核增煤炭产能，加强煤电规划引导，稳定煤电投资经营预期。二是强化煤炭中长期合同履约监管。三是探索对煤炭企业征收超额收益金，煤炭企业超额利润由政府进行“二次分配”，降低煤炭企业报高价的冲动。四是完善煤炭中长期合约履约监督机制，将煤炭合同履约纳入“信用中国”等征信平台，保障煤炭中长期合同履约。

END

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于国网能源研究院有限公司。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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