基于系统成本的新能源等效上网电价计算方法及应用

张运洲 陈宁 黄碧斌 王彩霞 李江涛

（国网能源研究院有限公司）

　　1.研究背景

　　目前我国大部分地区已经实现了新能源发电平价上网，但是平价上网并不等于平价利用。新能源并网利用必须依靠火电、抽蓄等调节性、支撑性电源以及电网的支持，必然增加常规电源、电网等主体的投资运行成本，即新能源的系统成本。但是，目前常用的新能源经济性评价指标并没有考虑系统成本，不利于有效疏导各主体付出的成本和提升各主体促进新能源消纳的内在积极性。因此，亟需在考虑系统成本的基础上创新新能源经济性评价指标，推动各方就新能源平价利用形成共识，进一步健全新能源的系统成本疏导机制。

　　2.论文所解决的问题及意义

　　针对新能源经济性认识和评价方法方面的不足，本文提出了“新能源等效上网电价”的概念以及基于对比差额法的系统成本计算方法，对典型省份开展了测算分析，得到了“十四五”期间典型省份新能源等效上网电价的变化趋势，并提出了系统成本的疏导思路。研究成果有助于全面科学地评价新能源发电开发利用成本，揭示新能源发展对电力系统经济性的影响，为新能源的系统成本精准合理疏导奠定理论基础。

　　3.论文重点内容

　　3.1   新能源等效上网电价的概念及应用价值

　　从综合考虑新能源发电自身成本和系统成本的角度出发，本文将新能源等效上网电价定义为新能源本体上网电价与新能源的系统成本（折算至电价）之和，如式（1）所示。

　　式中，F指新能源等效上网电价；P_VRE为新能源自身上网电价，采用经营期电价法计算；C_VRE为新能源的系统成本（折算至电价）。

 从新能源等效上网电价构成的现实价值来看，新能源本体发电上网电价体现了新能源自身发电的电量价值，属于电力系统的短期边际成本范畴；新能源的系统成本可分为电源侧成本和电网侧成本，电源侧成本体现了其他电源支撑新能源消纳的容量价值，电网侧成本体现了电网支撑新能源消纳的电量价值，两者均属于电力系统的长期边际成本范畴。图1展示了新能源等效上网电价和电力系统各个部分的对应关系。

图1   新能源等效上网电价示意图

　　 等效上网电价可以将系统成本由隐性变为显性，更能准确反映新能源开发利用抬高系统成本的客观事实。新能源等效上网电价概念的提出以及量化分析，具有两方面作用：一是科学准确认识系统成本，推动形成“平价上网不等于平价利用”的共识；二是明晰新能源应承担系统成本的责任，为健全系统成本疏导机制提供重要依据。

　　3.2  新能源的系统成本分析方法

　　（1）系统成本的定义与构成

系统成本定义为电力系统因发展新能源而产生的成本增量，具体包括如下4部分。一是灵活性电源投资/改造成本，指为提高系统灵活性而增加的火电灵活性改造、抽蓄和电化学储能投资成本。二是平衡成本，指由于新能源预测偏差而增加的旋转备用成本。三是运行损失成本，指因新能源出力的间歇性而导致的火电、抽蓄、电化学储能调峰运行成本、电源运行小时数下降而产生的电源损失成本、输电线路利用率下降带来的电网损失成本。四是电网成本，指因输送新能源而引起的大电网扩展及补强成本。

      （2）系统成本计算方法——对比差额法

本文采用对比差额法计算新能源的系统成本，如图2所示，其思路是通过对比新能源情景和煤电情景间相应成本的差额来计算系统成本。

图2  对比差额法计算新能源的系统成本示意图

　　新能源情景：指包含新能源的实际电源结构情景。该情景中，A1表示新能源自身发电成本，B1表示除新能源外“剩余系统”的成本。

煤电情景：指将新能源情景中的新能源替换为煤电的情景。该情景中，A2表示替代电源（煤电）的发电成本，B2表示除替代电源外“剩余系统”的成本。

因此，系统成本的计算公式为：

　　式中，Q_VRE指新能源情景中新能源发电量。

　　3.3  新能源等效上网电价的定量分析

　　从国网经营区6大区域中分别选取山东、浙江、河南、吉林、青海、四川开展量化分析，结果如图3所示。

图3   典型省份新能源等效上网电价计算结果

　　（1）新能源等效上网电价持续上升，仍将普遍高于煤电基准价

计算结果显示，2025年6省集中式光伏、陆上风电平均本体上网电价分别为0.306、0.313元/（kW？h），较2020年分别降低13.7%、14.3%；平均系统成本达到0.169元/（kW？h），较2020年增长69.3%；综合看，平均等效上网电价分别为0.475、0.482元/（kW？h），较2020年分别增长4.5%、3.7%。

（2）分区域看，新能源的系统成本与其发电量占比呈一定正相关关系

对6省系统成本计算结果进行曲线拟合，结果如图4所示，可以看出，新能源的系统成本与发电量占比总体呈正相关，随发电量占比提升加速增长。因各省负荷特性、发电结构、新能源资源等不同，系统成本存在差异。整体上，西部地区系统成本高于中东部地区。其中，青海新能源发电量占比较高，用电负荷、调节电源比例较低，导致其系统成本为6省中最高。

图4   6个典型省份新能源的系统成本与发电量占比的关系

　　以新能源发电量占比较高的青海省和发电量占比较低的浙江省为例开展更为详细的对比分析。

青海省：2025年新能源的系统成本为0.325元/（kW？h）。2025年陆上风电平均发电成本为0.26元/（kW？h），等效上网电价为0.585元/（kW？h），比燃煤发电基准电价（0.325元/（kW？h））高80%。2025年集中式光伏平均发电成本为0.25元/（kW？h），等效上网电价为0.575元/（kW？h），比燃煤发电基准电价高77%。

浙江省：2025年新能源的系统成本为0.132元/（kW？h）。2025年陆上风电平均发电成本为0.34元/（kW？h），等效上网电价为0.472元/（kW？h），比燃煤发电基准电价（0.415元/（kW？h））高14%。2025年集中式光伏平均发电成本为0.33元/（kW？h），等效上网电价为0.462元/（kW？h），比燃煤发电基准电价高11%。

（3）从构成上看，系统成本中电源侧成本占大头

6省系统成本测算结果显示，电源侧成本占比60%～85%，电网侧成本占比15%～40%。当前，系统成本疏导机制不完善，仅有少部分通过辅助服务市场疏导，大部分由常规电源、电网企业无偿被动承担，必然增加相关企业的经营压力。

　　3.4   等效上网电价在系统成本疏导机制中的应用

　　以当前市场设计和价格机制为出发点，未来系统成本的疏导思路可考虑如下：

（1）采用新能源等效上网电价方法，对各类市场主体的容量和电量价值进行定量测算，为系统成本疏导提供依据

以图5所示的吉林为例，2025年光伏发电的本体上网电价为0.28元/（kW？h），若以煤电基准价0.373元/（kW？h）收购，光伏发电将获得0.093元/（kW？h）的超额收益，而系统成本0.153元/（kW？h）未能得到疏导，其中其他电源支撑新能源消纳的容量电价为0.129元/（kW？h），电网支撑新能源消纳的电量电价为0.024元/（kW？h）。

图5   基于新能源等效上网电价的系统成本疏导思路

　　（2）在现有电力市场设计框架下，基于测算出的容量价值、电量价值，对电源侧系统成本和电网侧系统成本进行疏导

　　 一方面，电源侧系统成本主要反映容量价值，采用市场定价和政府定价相结合的方式进行疏导。近期，应完善辅助服务价格形成机制并向用户传导，缓解常规煤电机组的经营压力；推动新能源有序参与现货市场竞争，合理转移其超额收益，补偿提供辅助服务的其他电源的合理收益。中远期，随市场机制的完善和监管能力的提升，对存量常规煤电机组实施容量补偿，由政府定价，覆盖电厂固定成本，保障系统高峰备用，纳入市场运营成本向用户侧疏导；探索对增量常规煤电机组采用事前容量招标、以市场竞争方式形成容量价格，向用户收取容量费用。 另一方面，电网侧系统成本主要反映电量价值，坚持通过政府定价机制疏导。近期，电网承担的系统成本仍主要由输配电价疏导，确保服务新能源并网消纳的电网工程投资足额纳入准许收入核定，由全体用户共担。中远期，基于“谁受益、谁承担”的公平原则，探索完善接网费机制，推动新能源承担部分接网工程成本。

　　4.研究结论

　　为了更系统、全面地评价新能源开发利用的综合经济性，本文提出了新能源等效上网电价的概念以及采用对比差额法的系统成本计算方法。典型省份的测算结果表明，“十四五”期间新能源等效上网电价呈上升趋势，均高于当地燃煤发电基准电价，新能源仍不能实现平价利用。新能源的系统成本随着新能源发电占比的升高而增加，电源侧系统成本大于电网侧系统成本。

　　面对实现碳达峰、碳中和目标的艰巨任务，未来新能源需要跨越式增长，必须统筹考虑安全、低碳、经济三者协调发展。建议广泛应用新能源等效上网电价概念，科学识别新能源开发利用全部成本及其构成，推动形成“新能源平价上网不等于平价利用”共识。在此基础上，以新能源等效上网电价测算结果为依据，创新电力市场价格机制设计，包括参考系统长期边际成本核定容量补偿或容量价格基准值，基于系统短期边际成本核定电量电价基准值，有序推动新能源参与市场竞争，从而有效释放价格信号的资源配置和激励引导作用。