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(二)摩洛哥
摩洛哥将每天分为三个时段,平峰时段、高峰时段和低谷时段,平峰时段光热发电的上网电价系数为0.85,在高峰时段为1,低谷时段为0。不同月份的时段划分亦不相同。
表2 摩洛哥光热发电上网电价及时段划分
(三)迪拜
我国某公司在迪拜总承包的光热和光伏项目,光伏的上网电价为2.4美分/千瓦时,光热的上网电价分别为2.9美分/千瓦时(10:00—16:00)和9.2美分/千瓦时(16:00-10:00)。
采用市场竞价方式确定电源项目的开发商和上网电价,有利于降低电力系统的电力采购成本,同时会激励电源技术进步;上网电价按照不同时段对应不同的电价系数,可以激励电源参与系统调峰的积极性,降低系统额外的调峰成本。这两种做法值得国内学习借鉴。
三、光热发电项目开发模式
新能源基地与零散的新能源发电项目不同,其装机规模超过千万千瓦,并且要立足于自身解决调峰问题,不占用系统中原有的调节资源。光热发电具有长时储能和灵活调节的技术优势,但其发电量和灵活调节能力与光热发电机组的系统配置密切相关,系统配置还与机组的经济性紧密相连。因此,要使光热发电机组在新能源基地中发挥应有作用,电网公司和咨询机构要根据电源结构和电力输出要求开展系统研究,根据系统的需要确定光热发电机组的功能定位。光热发电项目投资商要根据系统对光热发电项目的技术要求,研究确定机组的系统配置。由于光热发电系统存在不同的技术路线,即使按照同样的机组功能,系统配置也有所不同,在经济性方面也存在差异。因此,通过公开竞价招标方式选择开发商并确定上网电价,对降低光热发电项目上网电价、促进光热发电技术进步、营造市场公平竞争环境都大有益处。
光热发电项目的上网电价可根据所有投标项目的平均上网电价确定,低于平均电价的项目中标。若光热发电装机容量尚有缺额,则可以进行第二轮招标。第二轮招标则以第一轮招标确定的上网电价为条件,通过综合打分确定电源开发商,这样可以使新能源基地的光热发电项目执行相同的上网电价。
图1 新能源基地中光热发电项目开发流程图
四、光热发电的电价传导机制
长期以来,我国确定各种电源的上网电价,采用的方法是按照一定的边界条件,锁定行业基准投资收益,测算电源的上网电价,并由政府主管部门发文明确,全国遵照执行。这一方式对保证投资方的收益、吸引电力项目的投资发挥了重要作用。然而,我国已全面进入市场经济并处于能源转型时期,这一方式已经不能适应社会和经济发展的需求。首先,上网电价测算的边界条件不断地变化,政府确定的电源上网电价不能及时调整。第二,这样确定的上网电价并没有通过市场竞争,不利于电力系统降低购电成本。第三,这样确定的上网电价没有体现供求关系,不利于电力系统降低调峰成本。在管理机制方面,对于已经不能适应生产力发展的传统管理机制,则需要“破立并举”。
已有研究成果表明,要实现碳中和目标,用电成本必定要提高,其他国家的现实情况也印证了这一点。电力用户承担能源转型引发的用电成本增加,引发商品成本和居民生活成本增加,这是真实反映电力价值的结果。与此同时,用电价格的增长也会刺激电力用户研发或应用节能技术,降低社会的能源消耗。因此,能源转型引发的电力成本增加,由电力用户承担是必然、唯一的途径。地方政府也可以根据财政收支情况,对需要扶持的产业和经济困难的电力用户进行电价补贴。
综上所述,电源上网电价形成机制的市场化改革已刻不容缓。目前,部分省份已经出台了峰谷分时销售电价政策,这充分体现了市场经济环境下,价格反映供求关系并对其进行调控的功能,但仍需将这一模式向发电上网侧传导。
以新能源基地建设为契机,率先在新能源基地的电源端进行上网电价形成机制市场化改革试点,可以积累经验,为以后在全国推广起到示范作用。
图2 新能源基地电价传导环节示意图
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