电网输配电价定价机制对清洁能源发电的机遇和挑战

(作者：杭州华电下沙热电有限公司 朱达、陈仕民)

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浅析浙江省售电侧改革对燃机及新能源发电的影响

《定价办法》体现出输配电价改革，是整个电力体制改革的关键内容。我们把这一轮电力体制改革思路形象的叫做“放开两头，管住中间”。“放开两头”，就是对发电方、售电方、用电方提高市场化程度，实现更加充分的竞争。“管住中间”，就是在电网、输配电环节强化政府管理，因为这是自然垄断环节。形象地讲，今后输配电网相当于高速公路，只要向电网交了过路费，发电企业和用电企业就可以逐步实现直接交易。在这样的交易方式下，清洁能源发电在整个电力体制中的生存和发展如何保障，给我们提出了新的问题。

一、电改应充分体现公平公正的原则

在电改的过程中，我们既要反对抵制改革的既得利益势力，更要反对为了各种目的非理性削弱电网安全运行的优势，同时更要兼顾社会公平承担电价负担的责任。《定价办法》输配电价遵循的原则中提出一方面要满足电网安全，另一方面要保证不同的等级输配电之间合理公平。而《基本规则》则提出了四种可选的合同偏差处理机制，不同的偏差处理机制，将引起调度方式及电费结算机制等方面的改变，并对电力市场的整体运行效率产生重要影响。这些偏差的调整充分考虑到因市场尚不成熟的影响，来公平公正的处理偏差所引起的调度和结算机制的合理调整。但从目前政策的推进而言，发电侧如何平衡环保、节能减排，供电侧如何平衡电网安全、顶峰发电等因素，用电侧如何平衡能耗、峰谷差异等在市场化过程中存在的矛盾，亟待相关部门深入研究和考量。

二、以现有的电改经验，逐步深入电力交易及价格调整

结合国外电改的经验，考虑到中国各省市情况各异，经济发展水平不均衡，但是总量巨大，层次多叠，每个省市几乎可以比对世界上其他国家规模的电网。电改只能在充分考虑复杂性的前提下，逐步克服难题，推动改革往深处发展。

与此同时，电力交易也根据电改的进度逐步推进，当前各省电力交易普遍采用“市场电量优先、计划电量兜底”的方式滚动调整偏差。从结算的角度，发电企业的电量分为“市场电量”(电厂与市场用户)和“计划电量”(电厂与电网企业)两种成分，调度机构根据电厂的总合同电量(包括市场电量和计划电量)预先确定各电厂的月度发电计划，但在这过程中并未考虑不同的发电成本、环境影响以及顶峰等因素。目前发电侧市场定价在计划电量上，已对不同能源电价进行相对合理的调配，但市场电量上，并未体现燃机等新能源与传统的煤电的发电成本差异。而目前市场电量的结算上还存在一定的问题，在现有政策下，燃机等新能源几乎无法参与市场电量的竞争，因此，在电改逐步推进的过程中在后期政策的制定上，有必要对此进行调整和明确，需要多方进行合作，实现计划电量向市场电量的合理过渡。

2016年电改的进程超过了很多人的预期，而《定价办法》的颁发使得电改朝着深水区大大的迈进了一步。与此同时，政府主管部门的监管和审核工作将大大增加。目前电改推进我们所能看到的是工商用电价格的下降，透过现象看本质，这是通过大用户直购电等方式变相的降低了工商用电成本，但加重了发电企业的运营压力，这与中央电改政策推进的初衷有一定偏差。从国家层面来说，电改是希望理顺发电侧、供电侧、用电侧的关系，促进电力体制改革，而目前地方政策着重点却仅仅放在用电侧的电价下降上。延伸开来，要真正做到“放开两头，管住中间”，后期电改应该从几方面来进行政策平衡：

第一、发电侧应充分考虑不同能源利用情况、减排情况、环保情况来进行上网电价的分类考虑，通过政策引导，充分体现环保、减排的社会价值。

第二、供电侧应考虑电网安全，调峰影响，不同电压等级的影响，制定不同状况下合理的输配电价。要继续尝试电力辅助服务，完善电力调峰辅助服务市场，通过市场化辅助服务补偿机制，调动电源参与深度调峰的积极性。

第三、用电侧应考虑能耗水平，不同区域的经济发展水平，对环境的影响，峰谷用电等实施差别化电价，来引导正确的全社会能源发展。探索用户侧分时电价和上网侧峰谷电价，完善需求响应机制，推进电能替代，促进清洁能源就地消纳。

三、《定价办法》推出对清洁能源、燃机发电的机遇与挑战

电力体制改革有一个过程，要有序推进，结合近年来浙江省的相关实际情况，我们对电力体制改革发电侧进行些许分析，希望能促进相关政策的制定。2016年底浙江电网统调装机约5648万千瓦，预计2017年统调装机5789万千瓦，其中燃机约1217万千瓦。一方面，《定价办法》的出台，将削弱电网调度因与煤电的电价收购差造成的不愿意燃机电厂多发电的状况，燃机电厂更有望取得与煤电平等的上网电量空间;另一方面，由于一次能源燃料的价格差，燃机电厂在没有政策扶持的情况下，市场化竞价毫无优势，如何来参与电力市场对燃机电厂而言是前所未有的挑战。燃机发电由于高效环保的优势，对于浙江省清洁能源示范省创建及“两美浙江”建设具有重要意义。如何维持燃机发电行业的健康发展，须进一步出台相关政策，明确燃机发电的定位，建立合理的气价和电价政策，适时推出可行的燃机热电联产政策。

1、明确清洁能源及燃机发电的定位

当前浙江省燃气机组在电力发展中没有起到应有的作用。一是对燃机发电的特殊性，相关部门和电网企业应该联合出台相关政策，明确燃气机组在能源供应体系中的定位。二是电网调度中心除了按照经济调度原则确保电力电量平衡外，还可考虑按照节能、低碳发电调度原则进行电量调度，从而提高燃机发电的优先级。此外，随着我国可再生能源的快速发展以及大量可再生能源装机接入电网，电力系统峰谷差异将进一步增大，对于电网调峰的要求也越来越高，燃机发电机组由于具有快速启停特性，对于电网的稳定运行将发挥不可或缺的重要调峰作用。

随着输配电价定价机制的推进，对于电网调度而言，各类清洁能源电厂与煤机上网电价的差异，将不再是其调度考虑的范围，因此从电网来说，应完善支持清洁能源优先消纳的运行调节手段，调整发电和送受电计划安排原则，在保障电网安全运行、电力可靠供应的前提下，放开对清洁能源优先调度的机制束缚;逐步推行电力生产一次能源配额比例制度，电网年度收购电量内清洁能源电量可按原各电厂可研水准进行测算后合理配比，通过政策的引导，优化能源利用配比;逐步提高清洁能源优先调度的运行控制水平，定量评估各地区电网清洁能源消纳能力，精细化开展机组组合、经济调度、备用安排和实时控制。

2、适当调整燃气机组的电价政策

浙江省现行两部制电价政策下，燃机容量电费收入与企业固定成本之间仍存在较大差距，且不同类型机组补偿水平不平衡。若能以燃机电厂微利回报原则对两部制电价政策进行调整，使容量电价收入能补偿企业固定成本支出或略有盈余，并将考虑顶峰电量电价差异用于弥补燃机电厂的亏损。将大大改善浙江省目前燃机经营困境。同时为体现燃机发电的环保效益，可将环保成本货币化，计入燃机发电的上网电价。只有通过这样多方面的价格政策疏导，燃机发电才能体现出其高效、环保的竞争优势。从本质上说，真正影响燃机发电的不是气价高低，而是天然气与其他能源的比价关系是否合理。我国现行能源价格体制下，推动整体能源价格体系改革尚需较长一段时间。因此，在现阶段，可首先考虑制定强制性环境政策，推行差别化定价政策，充分体现燃机发电的社会效益和节能减排效益，从而在一定程度上缓解天然气电厂经营压力，未来逐步理顺与其他能源品种之间的价格关系。

因此，希望制定合理的补偿机制，鼓励气电、新能源、可再生能源发电的扩大再发展。与传统化煤电相比，燃气发电和新能源发电的建设、投资、运行成本较高，按成本核定的电价也会较高，其市场竞争力肯定不足。特别是在售电市场完全开放后，由市场电量全面取代计划电量，假若失去了电网和政府的统一调配和统筹规划，在当前中国发电容量普遍过剩的情况下，燃煤发电将严重挤压可燃气发电和新能源发电的生存空间，这与我国一贯坚持的低碳发展战略相抵触，也不利于环境保护。

3、推动可行的燃机热电联产政策的出台

目前国内北方集中供热和南方集中供热区别在于北方主要是居民生活用热，而南方主要是工业供热。北方通过长期的供热运营，供热管网以及市场已经较为成熟，由于是居民生活用热，政策上的支持相对力度也相对较为完善。近年来，北方集中供热受环境政策影响，已在逐步要求以清洁能源供热替代传统的燃煤供热,同时对于不同燃料的供热通过财政补贴政策给予平衡。

而南方工业用热，目前供热价格政府并未给予一定的指导价，主要为市场行为与用户进行协商，在成本便宜的煤电供热和价格昂贵的燃气供热选择上，用户无疑会选择煤电供热，竞争的结果使得燃机供热企业只能降价以吸引热用户，因此在供热上，南方燃机供热一直处于亏损状态，此时如果在电价上有一定的政策扶持，来实现“以电补热”尚可解决燃机热电联产生存问题。但目前浙江省燃机两部制电价政策中，燃机计划外电量执行煤机标杆上网电价，若实施热电联产会使燃机企业经营更为困难，若不实施热电联产，则区域供热将受影响，将使“煤改气”进程停滞，且不利于环境保护，不利于节能减排，碳排放也无法降低。希望浙江省政府借鉴其他省市天然气热电联产定价机制，在两部制电价政策的基础上，出台适合浙江省实际情况的热电联产政策。

随着电力体制改革的逐步深入，电力交易相关制度逐步完善，电力交易市场化将会大势所趋。在市场化的道路上，我们不能对煤机、燃机、新能源一概而论，仅仅考虑降成本，降电价。发电侧改革只有充分考虑了顶峰、环境、节能、减排等代价来制定相应的电价政策，从政策上扶持有燃机发电市场，才能切实解决浙江省燃机电厂的生存问题，才能完善清洁能源利用，才能实现碳排放减排的最终目标，为美丽浙江添砖加瓦。