張運洲，陳寧，黃碧斌，王彩霞，李江濤

(國網(wǎng)能源研究院有限公司，北京 102209)

0 引言

隨著中國碳達峰、碳中和戰(zhàn)略實施，新能源將實現(xiàn)跨越式增長[1-3]。近年來中國新能源發(fā)電成本持續(xù)下降[4-5]，已具備較好的發(fā)展基礎(chǔ)，目前大部分地區(qū)已經(jīng)實現(xiàn)了新能源平價上網(wǎng)，但是平價上網(wǎng)并不等于平價利用，新能源出力具有波動性和間歇性[6-7]，仍需要火電、電網(wǎng)、儲能發(fā)揮調(diào)節(jié)和支撐作用，從而增加電源調(diào)峰、電網(wǎng)建設(shè)、儲能建設(shè)等成本，即“新能源的系統(tǒng)成本”。根據(jù)國際可再生能源署統(tǒng)計，2010—2020年集中式光伏、陸上風(fēng)電的平準(zhǔn)化度電成本（levelized cost of energy, LCOE）分別降低了 85% 和 56%[8]，但新能源發(fā)展較快的德國、英國等國家終端電價不降反升，其重要原因是，新能源占比提高大幅增加了新能源的系統(tǒng)成本，持續(xù)抬高終端電價。

現(xiàn)階段，國內(nèi)一般采用LCOE或經(jīng)營期電價等指標(biāo)評價新能源開發(fā)利用的經(jīng)濟性，側(cè)重于新能源本體發(fā)電成本，忽視新能源的系統(tǒng)成本，不能完整、系統(tǒng)地反映新能源開發(fā)利用成本。新能源跨越式增長將引起系統(tǒng)成本快速增加，傳統(tǒng)新能源經(jīng)濟性評價指標(biāo)的局限性進一步凸顯。同時，系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制不暢導(dǎo)致常規(guī)電源、電網(wǎng)等主體被動承擔(dān)大部分系統(tǒng)成本，使得其支持新能源消納的積極性受挫，不利于實現(xiàn)新能源的高質(zhì)量發(fā)展。因此，亟須在考慮系統(tǒng)成本的基礎(chǔ)上創(chuàng)新新能源經(jīng)濟性評價指標(biāo)，推動各方就新能源平價利用形成共識，進一步健全新能源的系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制。

國內(nèi)外較早前已開始研究平準(zhǔn)化度電成本或經(jīng)營期電價等傳統(tǒng)經(jīng)濟性評價方法[9]，新能源快速發(fā)展致使系統(tǒng)成本逐年增加，一些學(xué)者已經(jīng)認(rèn)識到傳統(tǒng)經(jīng)濟性評價方法的局限性。文獻[10]提出，與傳統(tǒng)火電相比，風(fēng)電、光伏發(fā)電等可再生能源并網(wǎng)利用將產(chǎn)生系統(tǒng)成本，僅采用平準(zhǔn)化度電成本來評價風(fēng)電、光伏發(fā)電的經(jīng)濟性存在缺陷，但是并未對典型案例的系統(tǒng)成本進行量化分析。文獻[11]認(rèn)為新能源并網(wǎng)會顯著影響系統(tǒng)的運行特性和經(jīng)濟性，整體看新能源的系統(tǒng)成本隨著新能源滲透率的提高而增加，但是具體數(shù)值與系統(tǒng)自身靈活性有關(guān)。美國能源信息署提出了平準(zhǔn)化可避免度電成本（levelized avoided cost of electricity, LACE）的概念（一種系統(tǒng)成本的衍生概念）[12]，并定期測算美國各類電源LACE的數(shù)值[13]。經(jīng)濟合作與發(fā)展組織的核能署為準(zhǔn)確對比新能源與常規(guī)電源的經(jīng)濟性，量化分析了風(fēng)電、光伏發(fā)電并網(wǎng)增加的系統(tǒng)成本[14]，案例分析結(jié)果顯示，當(dāng)新能源滲透率從10%增加至75%時，單位發(fā)電量對應(yīng)的系統(tǒng)成本從10美元/(MW·h)增長至50美元/(MW·h)以上。此外，國際能源署、波茲坦氣候影響研究所等機構(gòu)也對系統(tǒng)成本開展了研究[15-18]。中國發(fā)改委能源所也曾采用國際能源署提出的“調(diào)價LCOE”（value-adjusted LCOE）概念，對中國不同發(fā)電技術(shù)經(jīng)濟性進行了分析[19]?？傊瑖鈱τ谛履茉吹南到y(tǒng)成本已經(jīng)有了一定的研究積累，但是對系統(tǒng)成本計算方法的研究仍有待深入，國內(nèi)對系統(tǒng)成本的認(rèn)識不足，研究相對較少，缺乏對新能源開發(fā)和利用成本的綜合考慮和深度分析。

為了彌補目前新能源經(jīng)濟性評價在概念認(rèn)識與計算方法上的不足，推動各方從電力系統(tǒng)全局統(tǒng)籌把握新能源與其他市場主體協(xié)同發(fā)展，本文提出“新能源等效上網(wǎng)電價”的概念以及基于對比差額法的系統(tǒng)成本計算方法，對典型省份開展了測算分析，并基于量化分析結(jié)果，提出了系統(tǒng)成本的疏導(dǎo)思路。研究成果有助于系統(tǒng)全面地評價新能源發(fā)電開發(fā)利用成本，揭示新能源發(fā)展對電力系統(tǒng)經(jīng)濟性的影響，為新能源的系統(tǒng)成本精準(zhǔn)合理疏導(dǎo)奠定理論基礎(chǔ)。

1 新能源等效上網(wǎng)電價的概念及應(yīng)用價值

從綜合考慮新能源發(fā)電自身成本和系統(tǒng)成本的角度出發(fā)，將新能源等效上網(wǎng)電價表示為

式中：F為新能源等效上網(wǎng)電價；PVRE為新能源自身上網(wǎng)電價，采用經(jīng)營期電價法計算[20]；CVRE為新能源的系統(tǒng)成本（折算至電價）。

從新能源等效上網(wǎng)電價構(gòu)成的現(xiàn)實價值來看，新能源本體發(fā)電上網(wǎng)電價體現(xiàn)了新能源自身發(fā)電的電量價值，屬于電力系統(tǒng)的短期邊際成本范疇；新能源的系統(tǒng)成本可分為電源側(cè)成本和電網(wǎng)側(cè)成本，其中電源側(cè)成本體現(xiàn)了其他電源支撐新能源消納的容量價值，電網(wǎng)側(cè)成本體現(xiàn)了電網(wǎng)支撐新能源消納的電量價值，兩者均屬于電力系統(tǒng)的長期邊際成本范疇。圖1展示了新能源等效上網(wǎng)電價和電力系統(tǒng)各個部分的對應(yīng)關(guān)系。

圖1 新能源等效上網(wǎng)電價示意Fig. 1 Schematic diagram of VRE equivalent feed-in tariff

等效上網(wǎng)電價可以將系統(tǒng)成本由隱性變?yōu)轱@性，更能準(zhǔn)確反映新能源開發(fā)利用抬高系統(tǒng)成本的客觀事實。提出新能源等效上網(wǎng)電價的概念并據(jù)此進行量化分析，具有兩方面作用：一是科學(xué)準(zhǔn)確認(rèn)識系統(tǒng)成本，推動形成“平價上網(wǎng)不等于平價利用”的共識；二是明晰新能源應(yīng)承擔(dān)系統(tǒng)成本的責(zé)任，為健全系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制提供重要依據(jù)。

2 新能源的系統(tǒng)成本分析方法

2.1 新能源引發(fā)系統(tǒng)成本的原因

新能源引發(fā)系統(tǒng)成本的根本原因是新能源具有波動性和間歇性，使得新能源并網(wǎng)后其他電源和電網(wǎng)為支撐新能源消納、保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行要付出更多成本。

（1）新能源參與負(fù)荷高峰時段的電力平衡能力較差，風(fēng)電通常按裝機容量的5%～10%參與平衡，光伏不參與晚高峰平衡，如圖2所示的負(fù)荷高峰時段。與發(fā)展煤電等常規(guī)電源相比，發(fā)展新能源仍需要常規(guī)電源提供功率支撐，常規(guī)電源將為此付出相應(yīng)成本。

圖2 某典型日風(fēng)電發(fā)電功率與負(fù)荷對比Fig. 2 Comparison of wind power and load in a typical day

（2）新能源發(fā)電功率較大時刻可能對應(yīng)負(fù)荷低谷時刻，為保障新能源利用率，常規(guī)電源或儲能必須調(diào)峰運行，如圖2所示的負(fù)荷低谷時段。發(fā)展新能源需要開展煤電靈活性改造、投資建設(shè)儲能等，產(chǎn)生相應(yīng)靈活性投資成本，同時煤電調(diào)峰運行使得煤耗升高、磨損加劇，產(chǎn)生相應(yīng)調(diào)峰運行成本。

（3）新能源出力預(yù)測存在一定誤差，為保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，系統(tǒng)必須留出足夠的備用容量，且隨著新能源裝機的增加而增加，引起電源側(cè)成本的增加。

（4）新能源接入、送出需要新建電網(wǎng)工程，國外研究顯示，新能源相關(guān)的電網(wǎng)工程建設(shè)成本遠(yuǎn)高于常規(guī)電源，引起電網(wǎng)側(cè)成本的增加[21-24]。

此外，發(fā)展新能源還將產(chǎn)生常規(guī)電源、電網(wǎng)利用率下降、系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量下降等問題，均將產(chǎn)生相應(yīng)的系統(tǒng)成本。

2.2 新能源的系統(tǒng)成本構(gòu)成

系統(tǒng)成本定義為電力系統(tǒng)因發(fā)展新能源而產(chǎn)生的成本增量，具體包括如下4部分。

（1）靈活性電源投資/改造成本，指為提高系統(tǒng)靈活性而增加的火電靈活性改造、抽蓄和電化學(xué)儲能投資成本。

（2）平衡成本，指由于新能源預(yù)測偏差而增加的旋轉(zhuǎn)備用成本。

（3）運行損失成本，指因新能源出力的間歇性而導(dǎo)致的火電調(diào)峰運行成本、抽蓄和電化學(xué)儲能運行小時數(shù)下降而產(chǎn)生的電源損失、輸電線路利用率下降帶來的電網(wǎng)損失成本。

（4）電網(wǎng)成本，指因輸送新能源而引起的大電網(wǎng)擴展及補強成本。

2.3 基于對比差額法的系統(tǒng)成本計算思路

本文采用對比差額法計算新能源的系統(tǒng)成本，其思路是通過對比新能源情景和煤電情景間對應(yīng)成本的差額來計算系統(tǒng)成本，如圖3所示。

圖3 對比差額法計算新能源的系統(tǒng)成本示意Fig. 3 Schematic diagram of the methodology for calculating VRE system cost

新能源情景指包含新能源的實際電源結(jié)構(gòu)情景。該情景中，A1表示新能源自身發(fā)電成本，B1表示除新能源外的“剩余系統(tǒng)”的成本。

煤電情景指將新能源情景中的新能源替換為煤電的情景。該情景中，A2表示替代電源（煤電）的發(fā)電成本，B2表示除替代電源外的“剩余系統(tǒng)”的成本。

因此，系統(tǒng)成本的計算公式為

式中：QVRE為新能源情景中新能源發(fā)電量。

2.4 新能源的系統(tǒng)成本計算模型

本文通過新能源電力系統(tǒng)生產(chǎn)模擬模型計算得到系統(tǒng)中煤電靈活性改造容量、新建儲能容量、新建線路容量、各類電源8760 h出力情況等，結(jié)合系統(tǒng)規(guī)劃數(shù)據(jù)與相關(guān)成本計算方法即可計算得到B1、B2、QVRE。

3 新能源等效上網(wǎng)電價的定量分析

從國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)中分別選取山東、浙江、河南、吉林、青海、四川開展量化分析，結(jié)果如圖4所示。

圖4 典型省份新能源等效上網(wǎng)電價計算結(jié)果Fig. 4 Calculation results of VRE equivalent feed-in tariff in typical provinces

（1）新能源等效上網(wǎng)電價持續(xù)上升，仍將普遍高于煤電基準(zhǔn)價。計算結(jié)果顯示，2025年6省集中式光伏、陸上風(fēng)電平均本體上網(wǎng)電價分別為0.306、0.313元/（kW·h），較 2020年分別降低13.7%、14.3%；平均系統(tǒng)成本達到0.169元/（kW·h），較2020年增長69.3%；綜合看，平均等效上網(wǎng)電價分別為0.475、0.482元/（kW·h），較2020年分別增長4.5%、3.7%。

（2）分區(qū)域看，新能源的系統(tǒng)成本與其發(fā)電量占比呈一定正相關(guān)關(guān)系。對6省系統(tǒng)成本計算結(jié)果進行曲線擬合，結(jié)果如圖5所示，可以看出，新能源的系統(tǒng)成本與發(fā)電量占比總體呈正相關(guān)，隨發(fā)電量占比提升加速增長。因各省負(fù)荷特性、發(fā)電結(jié)構(gòu)、新能源資源等不同，系統(tǒng)成本存在差異。整體上，西部地區(qū)系統(tǒng)成本高于中東部地區(qū)。其中，青海新能源發(fā)電量占比較高，用電負(fù)荷、調(diào)節(jié)電源比例較低，導(dǎo)致其系統(tǒng)成本為6省中最高。

圖5 6個典型省份新能源的系統(tǒng)成本與發(fā)電量占比的關(guān)系Fig. 5 Relationship between the system cost and the proportion of power generation for VRE in 6 typical provinces

以新能源發(fā)電量占比較高的青海省和發(fā)電量占比較低的浙江省為例開展更為詳細(xì)的對比分析。

青海?。?025年新能源的系統(tǒng)成本為0.325元/（kW·h）。2025年陸上風(fēng)電平均發(fā)電成本為0.26元/（kW·h），等效上網(wǎng)電價為0.585元/（kW·h），比燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價（0.325元/（kW·h））高80%。2025年集中式光伏平均發(fā)電成本為0.25元/（kW·h），等效上網(wǎng)電價為0.575元/（kW·h），比燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價高77%。

浙江?。?025年新能源的系統(tǒng)成本為0.132元/（kW·h）。2025年陸上風(fēng)電平均發(fā)電成本為0.34元/（kW·h），等效上網(wǎng)電價為0.472元/（kW·h），比燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價（0.415元/（kW·h））高14%。2025年集中式光伏平均發(fā)電成本為0.33元/（kW·h），等效上網(wǎng)電價為0.462元/（kW·h），比燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價高11%。

（3）從構(gòu)成上看，系統(tǒng)成本中電源側(cè)成本占比較大。6省系統(tǒng)成本測算結(jié)果顯示，電源側(cè)成本占比60%～85%，電網(wǎng)側(cè)成本占比15%～40%。當(dāng)前，系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制不完善，僅有少部分通過輔助服務(wù)市場疏導(dǎo)，大部分由常規(guī)電源、電網(wǎng)企業(yè)無償被動承擔(dān)，必然增加相關(guān)企業(yè)的經(jīng)營壓力。

4 等效上網(wǎng)電價在系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制中的應(yīng)用

當(dāng)前，中國電力市場交易以電能量為主體、以輔助服務(wù)等為補充。電網(wǎng)輸配電成本主要通過電量價格疏導(dǎo)，價格水平由政府核定。隨著新能源占比持續(xù)提高，電力保供壓力增大，當(dāng)前市場設(shè)計和價格機制越來越難以適應(yīng)新能源快速增長的要求。在電源側(cè)，電量價格難以完全體現(xiàn)新能源消納中調(diào)峰、頂峰等容量價值，輔助服務(wù)市場體量較小且未向用戶傳導(dǎo)，常規(guī)煤電機組參與靈活調(diào)節(jié)的成本未能有效回收。在電網(wǎng)側(cè)，各類輸配成本打包核定，難以區(qū)分各類成本主體，導(dǎo)致無法準(zhǔn)確計價與充分疏導(dǎo)。亟須建立有效的系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制。

基于等效上網(wǎng)電價建立系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機制，核心目的是客觀反映并疏導(dǎo)新能源開發(fā)利用的真實成本，進而解決常規(guī)煤電機組的財務(wù)生存問題。不僅要用新能源發(fā)電的超額收益來部分補償其他電源承擔(dān)的系統(tǒng)成本，還要用“市場+政府”的方式激勵各類市場主體承擔(dān)靈活調(diào)節(jié)任務(wù)的內(nèi)生動力，保障系統(tǒng)安全保供的容量充裕度。

以當(dāng)前市場設(shè)計和價格機制為出發(fā)點，未來系統(tǒng)成本的疏導(dǎo)思路如下。

首先，采用新能源等效上網(wǎng)電價方法，對各類市場主體的容量和電量價值進行定量測算，為系統(tǒng)成本疏導(dǎo)提供依據(jù)。以如圖6所示的吉林情況為例，2025年光伏發(fā)電的本體上網(wǎng)電價為0.28元/（kW·h），若以煤電基準(zhǔn)價0.373元/（kW·h）收購，光伏發(fā)電將獲得0.093元/（kW·h）的超額收益，而系統(tǒng)成本0.153元/（kW·h）未能得到疏導(dǎo)，其中其他電源支撐新能源消納的容量電價為0.129元/（kW·h），電網(wǎng)支撐新能源消納的電量電價為0.024元/（kW·h）。

圖6 基于新能源等效上網(wǎng)電價的系統(tǒng)成本疏導(dǎo)思路Fig. 6 The idea for system cost allocation based on VRE equivalent feed-in tariff

其次，在現(xiàn)有電力市場設(shè)計框架下，基于測算出的容量價值、電量價值，對電源側(cè)系統(tǒng)成本和電網(wǎng)側(cè)系統(tǒng)成本進行疏導(dǎo)。

（1）電源側(cè)系統(tǒng)成本主要反映容量價值，采用市場定價和政府定價相結(jié)合的方式進行疏導(dǎo)。近期，應(yīng)完善輔助服務(wù)價格形成機制并向用戶傳導(dǎo)，緩解常規(guī)煤電機組的經(jīng)營壓力；推動新能源有序參與現(xiàn)貨市場競爭，合理轉(zhuǎn)移其超額收益，補償提供輔助服務(wù)的其他電源的合理收益。中遠(yuǎn)期，隨市場機制的完善和監(jiān)管能力的提升，對存量常規(guī)煤電機組實施容量補償，由政府定價，覆蓋電廠固定成本，保障系統(tǒng)高峰備用，納入市場運營成本向用戶側(cè)疏導(dǎo)；探索對增量常規(guī)煤電機組采用事前容量招標(biāo)、以市場競爭方式形成容量價格，向用戶收取容量費用。

（2）電網(wǎng)側(cè)系統(tǒng)成本主要反映電量價值，堅持通過政府定價機制疏導(dǎo)。近期，電網(wǎng)承擔(dān)的系統(tǒng)成本仍主要由輸配電價疏導(dǎo)，確保服務(wù)新能源并網(wǎng)消納的電網(wǎng)工程投資足額納入準(zhǔn)許收入核定，由全體用戶共擔(dān)。中遠(yuǎn)期，基于“誰受益、誰承擔(dān)”的公平原則，探索完善接網(wǎng)費機制，推動新能源承擔(dān)部分接網(wǎng)工程成本。

5 結(jié)語

為了更系統(tǒng)、全面地評價新能源開發(fā)利用的綜合經(jīng)濟性，本文提出了新能源等效上網(wǎng)電價的概念以及采用對比差額法的系統(tǒng)成本計算方法。典型省份的測算結(jié)果表明，“十四五”期間新能源等效上網(wǎng)電價呈上升趨勢，均高于當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)電價，新能源仍不能實現(xiàn)平價利用。新能源的系統(tǒng)成本隨著新能源發(fā)電占比的升高而增加，電源側(cè)系統(tǒng)成本大于電網(wǎng)側(cè)系統(tǒng)成本。

面對實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標(biāo)的艱巨任務(wù)，未來新能源需要跨越式增長，必須統(tǒng)籌考慮安全、低碳、經(jīng)濟三者協(xié)調(diào)發(fā)展。建議廣泛應(yīng)用新能源等效上網(wǎng)電價概念，科學(xué)識別新能源開發(fā)利用全部成本及其構(gòu)成，推動形成“新能源平價上網(wǎng)不等于平價利用”共識。在此基礎(chǔ)上，以新能源等效上網(wǎng)電價測算結(jié)果為依據(jù)，創(chuàng)新電力市場價格機制設(shè)計，包括參考系統(tǒng)長期邊際成本核定容量補償或容量價格基準(zhǔn)值，基于系統(tǒng)短期邊際成本核定電量電價基準(zhǔn)值，有序推動新能源參與市場競爭，從而有效釋放價格信號的資源配置和激勵引導(dǎo)作用。