“2030年碳達峰、2060年碳中和”的目標提出之后，我國必然要發(fā)展可再生能源、實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型。
截止2019年底，火電裝機占到全國總裝機的59%，發(fā)電量占到全國總發(fā)電量的68%。
當前那種可再生能源是最有發(fā)展?jié)摿Φ?
先來看一下，最近幾年，各類可再生能源的裝機，如下圖所示。
再來看看各類可再生能源的發(fā)電成本情況。
幾種典型發(fā)電機組的電價及成本，燃煤發(fā)電機組、水電機組、風電機組、光伏發(fā)電機組和核電機組。
燃煤發(fā)電機組
我國電源結(jié)構(gòu)以燃煤火電機組為主，今后相當一段時間內(nèi)還很難改變。正是因為燃煤機組的重要性，我國發(fā)電機組的上網(wǎng)電價政策一直以燃煤機組上網(wǎng)電價政策為主，歷經(jīng)還本付息電價、經(jīng)營期電價，現(xiàn)為標桿電價政策時期。
2019年9月26日，國務院常務會議決定完善燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制，從明年1月1日1日起，取消煤電聯(lián)動機制，將現(xiàn)行標桿上網(wǎng)電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化機制。基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等通過協(xié)商或競價確定，但明年暫不上浮，特別要確保一般工商業(yè)平均電價只降不升。2018年燃煤火電機組分省脫硫標桿上網(wǎng)電價如圖。
影響燃煤火電機組上網(wǎng)電價的因素主要有煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時數(shù)、機組固定成本、長期貸款利率、折舊率等。其中：影響標桿上網(wǎng)電價水平的三個主要因素，依次是煤價、工程造價、年發(fā)電利用小時。不同時期、不同機組，燃料成本占發(fā)電成本50%-70%。
水力發(fā)電機組
水力發(fā)電是水能利用的一種重要方式。水力發(fā)電通常要修筑擋水壩，用以集中河段的落差，并形成水庫，水庫可以調(diào)節(jié)流量、攔蓄洪水。按調(diào)節(jié)周期劃分，即按水庫一次蓄泄循環(huán)的時間來分，包括無調(diào)節(jié)、日調(diào)節(jié)、周調(diào)節(jié)、年調(diào)節(jié)和多年調(diào)節(jié)等。無調(diào)節(jié)，是水庫沒有調(diào)節(jié)庫容，按天然流量供水;日調(diào)節(jié)，是將水庫一日內(nèi)的均勻來水，按用水部門的需水過程進行調(diào)節(jié)，水庫中的水位在一晝夜內(nèi)完成一個循環(huán);周調(diào)節(jié)，利用水庫將周內(nèi)假日的多余水量蓄存起來，在其他工作日用，周調(diào)節(jié)水庫一般也同時進行日調(diào)節(jié);年調(diào)節(jié)，對年內(nèi)豐、枯季的徑流進行重新分配的調(diào)節(jié)(季節(jié)性變化);多年調(diào)節(jié)，水庫庫容很大，豐水年份蓄存的多余水量，用以補充枯水年份的水量不足。
據(jù)2005年全國水力資源復查結(jié)果，我國大陸水力資源理論蘊藏量在1萬千瓦及以上的河流3886條，經(jīng)濟可開發(fā)裝機容量40180萬千瓦。
我國水電上網(wǎng)電價政策呈多樣化格局，分為按經(jīng)營期上網(wǎng)電價、標桿上網(wǎng)電價和根據(jù)受電市場平均上網(wǎng)電價倒推定價等。2014年1月11日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善水電上網(wǎng)電價形成機制的通知》(發(fā)改價格〔2014〕61號)：
對2014年2月1日以后新投產(chǎn)的水電站中跨區(qū)跨省域交易價格由供需雙方協(xié)商確定;省內(nèi)上網(wǎng)電價實行標桿電價制度，并根據(jù)水電站在電力系統(tǒng)中的作用，可實行豐枯分時電價或者分類標桿電價;鼓勵通過競爭方式確定水電價格;逐步統(tǒng)一流域梯級水電站上網(wǎng)電價。
抽水蓄能電站是一種特殊的水電站，在用電低谷時用過剩電力將水從下水庫抽到上水庫儲存起來，然后在用電高峰時將水放出發(fā)電，并使水流到下水庫。抽水蓄能電站是解決系統(tǒng)調(diào)峰、低谷之間供需矛盾、保證新能源發(fā)展而建設(shè)的水電站，還能擔負系統(tǒng)的調(diào)頻、調(diào)相和事故備用等輔助服務功能。一般認為，抽水蓄能電站“4度換3度”，抽水時消耗4度電，發(fā)電時只能發(fā)出3度，可以認為轉(zhuǎn)換效率75%。基于此，抽水蓄能電站上網(wǎng)電機與其他電源的上網(wǎng)電價有根本區(qū)別，主要有電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營、單一電量電價、兩部制電價、租賃電價。
2014年7月31日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2014〕1763號)，進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制。電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。電價按照合理成本加準許收益的原則核定。
兩部制電價中，容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務價值，按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定。逐步對新投產(chǎn)抽水蓄能電站實行標桿容量電價;電量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站通過抽發(fā)電量實現(xiàn)的調(diào)峰填谷效益。主要彌補抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動成本。電價水平按當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價(含脫硫、脫硝、除塵等環(huán)保電價)執(zhí)行。
電網(wǎng)企業(yè)向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行。抽水蓄能電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)(或區(qū)域電網(wǎng))運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。
為推動抽水蓄能電站電價市場化，在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業(yè)主、電量、容量電價、抽水電價和上網(wǎng)電價。當前，正值電力市場形成的過渡期，抽水蓄能電站未納入輸配電定價成本，電網(wǎng)企業(yè)承擔抽水蓄能電站費用已力不從心，抽水蓄能電站電價市場化是一個還需深入研究的課題。
風力發(fā)電機組
風電上網(wǎng)電價歷經(jīng)初期參照燃煤電廠定價、審批電價、招標和審批電價并存、招標加核準方式、標桿電價。當前，正處于標桿上網(wǎng)電價向平價、低價上網(wǎng)過渡。平價上網(wǎng)電價是指與燃煤機組標桿上網(wǎng)電價平價，不需要國家補貼。低價上網(wǎng)電價是指低于燃煤機組標桿上網(wǎng)電價。
2019年5月21日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》(發(fā)改價格〔2019〕882號)，將陸上風電、近海風電標桿上網(wǎng)電價改為指導價，新核準的集中式陸上風電項目、近海海上風電上網(wǎng)電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區(qū)指導價;潮間帶海上風電通過競爭方式確定的上網(wǎng)電價，不得高于項目所在資源區(qū)陸上風電指導價。
2021年開始，風電項目將全面去補貼，進入平價時代。
從全生命周期看，風電的成本主要可以分為機組成本、建設(shè)成本、運維成本、人員成本與材料費等。
太陽能發(fā)電機組
太陽能發(fā)電分為光伏發(fā)電(PV)和光熱發(fā)電(CSP)。光伏發(fā)電有集中式的地面電站，也有與建筑物相結(jié)合的分布式光伏發(fā)電項目。
2019年4月28日，《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2019〕761號)，將集中式光伏電站標桿上網(wǎng)電價改為指導價，新增集中式光伏電站上網(wǎng)電價原則上通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區(qū)指導價。
2021年開始，除戶用光伏以外，光伏項目將全面去補貼，進入平價時代。
國家發(fā)展改革委核定全國統(tǒng)一的太陽能熱發(fā)電(含4小時以上儲熱功能)標桿上網(wǎng)電價為每千瓦時1.15元(含稅)，2018年12月31日以前全部投運的太陽能熱發(fā)電項目執(zhí)行上述標桿上網(wǎng)電價。太陽能熱發(fā)電上網(wǎng)電價退坡機制尚未確定，考慮太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀，退坡幅度可能不會不太大。
核電機組
我國核電裝機容量比例相對較小。與一般火電機組一樣，核電成本主要由建設(shè)成本、運維成本、燃料成本組成。核電成本還有長期成本有較大下降空間、地域差異不明顯等特點。
由于核電技術(shù)上不適宜參與市場競爭，2013年以前，我國對核電基本實行一廠一價。
2013年6月15日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于完善核電上網(wǎng)電價機制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價格〔2013〕1130號)，對2013年1月1日以后新建核電機組實行標桿上網(wǎng)電價政策(根據(jù)目前核電社會平均成本與電力市場供需狀況，核定全國核電標桿上網(wǎng)電價為每千瓦時0.43元);全國核電標桿上網(wǎng)電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價(含脫硫、脫硝加價，下同)的地區(qū)，新建核電機組投產(chǎn)后執(zhí)行當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價;對承擔核電技術(shù)引進、自主創(chuàng)新、重大專項設(shè)備國產(chǎn)化任務的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網(wǎng)電價可適當提高。
2020年，各種類型發(fā)電項目的電價如下圖所示。
