中國儲能網(wǎng)訊：合理的計(jì)價(jià)方式要在遵循成本投入規(guī)律的前提下，將不同類型的價(jià)值信號傳遞到購買方，最終實(shí)現(xiàn)成本“回收”和利潤“激勵”。最為常見的計(jì)價(jià)方式是按量計(jì)費(fèi)，由于具有便于理解、定價(jià)靈活等優(yōu)勢而被廣泛應(yīng)用。對于電力生產(chǎn)而言也是如此，在還本付息及經(jīng)營期定價(jià)的一貫邏輯下，單一電量電價(jià)便是償付本息、實(shí)現(xiàn)經(jīng)營目標(biāo)最直觀的方式，在發(fā)電側(cè)得到長期采用。
然而，計(jì)價(jià)方式的設(shè)計(jì)僅將成本投入規(guī)律作為思考前提還不夠。一個(gè)典型的例子是，我們通常對固定成本遠(yuǎn)大于變動成本的核電制定單一電量電價(jià)，反而是因?yàn)楹四馨l(fā)電的利用小時(shí)數(shù)大且穩(wěn)定，電量電價(jià)已經(jīng)能夠滿足其成本“回收”和利潤“激勵”的需要。當(dāng)功能性達(dá)到要求時(shí)，便利性就占據(jù)了計(jì)價(jià)方式設(shè)計(jì)的主導(dǎo)地位。
那么，對于煤電呢？
現(xiàn)行煤電價(jià)格脫胎于標(biāo)桿電價(jià)——一種采用經(jīng)營期方法對地方先進(jìn)機(jī)組實(shí)施政府定價(jià)的單一電量電價(jià)。標(biāo)桿電價(jià)涵蓋了燃煤發(fā)電的全部成本。但相較于核電燃料成本占比小、短期變化較小，煤電成本受煤炭價(jià)格短期波動影響卻十分明顯。為應(yīng)對這一問題，我國與標(biāo)桿電價(jià)同步推出“煤-電價(jià)格聯(lián)動”機(jī)制，將煤電標(biāo)桿電價(jià)與煤炭價(jià)格建立起聯(lián)系。直至2020年年初全面實(shí)施煤電上網(wǎng)電價(jià)市場化改革，“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動”機(jī)制替代了標(biāo)桿電價(jià)，特別是2021年發(fā)改價(jià)格〔2021〕1439號文件的印發(fā)，為通過市場方式將煤價(jià)變化傳導(dǎo)到電價(jià)提供了制度基礎(chǔ)。
時(shí)至今日，在能源轉(zhuǎn)型、市場改革大趨勢下，燃煤發(fā)電價(jià)格再次走到改革路口。
能源轉(zhuǎn)型深入推進(jìn)對完善煤電計(jì)價(jià)方式明確了要求。一方面，風(fēng)電、光伏發(fā)電具有間歇性和波動性特征，可再生能源滲透率提高后，需要更強(qiáng)的電力系統(tǒng)可控調(diào)節(jié)能力，系統(tǒng)靈活性需求迅速增加。例如歐盟預(yù)測，如果歐洲在2050年實(shí)現(xiàn)零碳，其電力靈活性資源需求將是2020年的4倍。另一方面，我國其他電源中，氣電受資源稟賦約束，難以成為主要的調(diào)節(jié)性資源；水電及抽水蓄能成本日益攀升，發(fā)展規(guī)模與調(diào)節(jié)能力整體有限；新型儲能中短期內(nèi)在技術(shù)、成本和規(guī)模等方面難以承擔(dān)主力調(diào)節(jié)的角色，并且在提供轉(zhuǎn)動慣量方面也存在短板。在靈活性資源需求增加、供給不足的“供不應(yīng)求”情況下，我國一段時(shí)期內(nèi)仍依賴煤電提供調(diào)節(jié)能力，要求存量煤電向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。煤電功能轉(zhuǎn)變也體現(xiàn)在了統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)上。2022年，我國風(fēng)電、光伏發(fā)電成為電力新增裝機(jī)的主體，裝機(jī)占比29.6%、發(fā)電量占比13.4%。相較而言，火電利用小時(shí)數(shù)從2011年的5294小時(shí)降至2022年的4379小時(shí)，發(fā)電量占比從82.8%降至69.8%。隨著新能源持續(xù)快速發(fā)展，火電利用小時(shí)數(shù)還將進(jìn)一步下降。在煤電“功能轉(zhuǎn)型”和“電量減少”兩相作用下，亟須調(diào)整煤電單一電量計(jì)價(jià)方式，通過容量電價(jià)穩(wěn)定回收一部分成本，確保有足夠的機(jī)組在低利用小時(shí)數(shù)下能“存活”下來，及時(shí)提供調(diào)節(jié)服務(wù)。
電力市場加快改革為完善煤電計(jì)價(jià)方式創(chuàng)造了條件。首先是電力現(xiàn)貨市場發(fā)展為煤電創(chuàng)造了提升競價(jià)空間的可能性。2016年以來，省級現(xiàn)貨市場試點(diǎn)加快推進(jìn)，省間現(xiàn)貨在迎峰度夏（度冬）期間逐漸發(fā)揮重要作用，近期《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》印發(fā)，現(xiàn)貨市場“發(fā)現(xiàn)價(jià)格”的功能持續(xù)增強(qiáng)。但與此同時(shí)，新能源逐步進(jìn)入市場，部分地區(qū)受新能源報(bào)價(jià)影響市場出清價(jià)走低，煤電要通過邊際報(bào)價(jià)回收固定成本難度加大。如果能夠在現(xiàn)貨市場為煤電“解綁”，例如拆解一部分固定成本通過容量電價(jià)回收，煤電的競價(jià)空間將明顯增大。市場處于低價(jià)時(shí)，由于度電固定成本負(fù)擔(dān)減小，煤電電能量損失相對收窄；市場處于高價(jià)時(shí)，煤電機(jī)組又可通過靈活的現(xiàn)貨報(bào)價(jià)獲得較高回報(bào)。其次是電力輔助服務(wù)機(jī)制逐步完善，為煤電機(jī)組充分發(fā)揮靈活調(diào)節(jié)能力暢通了渠道。2021年年底，新版“兩個(gè)細(xì)則”印發(fā)，輔助服務(wù)市場在除西藏外的所有地區(qū)建立運(yùn)行，為鼓勵煤電利用不同機(jī)制、識別不同價(jià)值進(jìn)而獲得多渠道補(bǔ)償提供了經(jīng)驗(yàn)參考，在緩解煤電經(jīng)營壓力上發(fā)揮著作用。再次，第三輪輸配電價(jià)改革進(jìn)一步理順了輸配電價(jià)結(jié)構(gòu)，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)獨(dú)立列示，為煤電容量電價(jià)向用戶合理歸集與分?jǐn)偺峁┝恕巴ǖ馈北Ｕ稀?
此次出臺的煤電容量電價(jià)機(jī)制，從實(shí)施范圍、價(jià)格水平、分?jǐn)偡绞胶碗娰M(fèi)考核方面明確了機(jī)制，體現(xiàn)出以下幾大特點(diǎn)。
一是實(shí)施范圍兼顧普適性和針對性。明確容量電價(jià)適用于“合規(guī)在運(yùn)的公用煤電機(jī)組”，燃煤自備電廠、不符合國家規(guī)劃的煤電機(jī)組、不滿足能耗、環(huán)保及靈活調(diào)節(jié)能力要求的煤電機(jī)組，不執(zhí)行容量電價(jià)。這既保證了最大限度覆蓋煤電機(jī)組，也體現(xiàn)了定向支持的特點(diǎn)。
二是價(jià)格水平兼具統(tǒng)一性和差異性。明確容量電價(jià)實(shí)施每年每千瓦330元的全國統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，但考慮各地具體情況，按照差異化比例在地方執(zhí)行。統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)解決了對大規(guī)模、多類型煤電機(jī)組開展全面監(jiān)審的高制度成本問題，差異化執(zhí)行則更加貼近當(dāng)?shù)貙?shí)際，提高了政策效率。
三是明確了跨省區(qū)外送煤電機(jī)組分?jǐn)倷C(jī)制。對于配套機(jī)組，原則上視為受電省份機(jī)組執(zhí)行容量電價(jià)，容量電費(fèi)由受電省份承擔(dān)；對于其他機(jī)組，視為送電省份機(jī)組，容量電費(fèi)由送受雙方協(xié)商分?jǐn)偂Ｃ鞔_容量電費(fèi)在跨省區(qū)交易中的分?jǐn)偡绞?，有利于省間與省內(nèi)價(jià)格機(jī)制的有效銜接。
四是建立了容量電費(fèi)考核機(jī)制。針對煤電機(jī)組無法按照調(diào)度指令（跨省跨區(qū)送電按合同約定）提供申報(bào)最大出力的，按月內(nèi)發(fā)生次數(shù)（2次、3次、4次及以上）分別扣減容量電費(fèi)10%、50%和100%；對于自然年內(nèi)累計(jì)發(fā)生3次全部扣減的將取消獲取容量電費(fèi)資格?？己藱C(jī)制為確保煤電企業(yè)履行容量責(zé)任提供了底線保障。
建立煤電容量電價(jià)機(jī)制意義重大。
將在一定程度上解決存量煤電生存問題。按照最大出力30萬千瓦煤電機(jī)組執(zhí)行330元/千瓦的30%容量電價(jià)估算，年收益將達(dá)到近3000萬元，相當(dāng)于為煤電機(jī)組變相增加約220個(gè)利用小時(shí)數(shù)，簡單疊加到2022年煤電機(jī)組實(shí)際利用小時(shí)數(shù)上，略微超過傳統(tǒng)認(rèn)識上的4500個(gè)設(shè)計(jì)利用小時(shí)數(shù)，為煤電機(jī)組回收固定成本提供保障。
有利于提升煤電機(jī)組新增投資積極性。2021年，受煤價(jià)高企影響，全國煤電虧損面達(dá)到80%，虧損金額超3000億元；2022年在控煤價(jià)、建機(jī)制、強(qiáng)疏導(dǎo)等措施下，整體有所好轉(zhuǎn)，但仍處于虧損水平。發(fā)電企業(yè)煤電板塊持續(xù)虧損，嚴(yán)重影響了煤電投資積極性。容量電價(jià)為煤電投資提供了相對穩(wěn)定的收益預(yù)期，在恢復(fù)投資信心方面將起到關(guān)鍵作用。
有助于建立體現(xiàn)電力容量價(jià)值的價(jià)格體系。同樣作為重要的調(diào)節(jié)性資源，抽水蓄能的兩部制電價(jià)于2021年確立。抽水蓄能和煤電的容量價(jià)格均由政府確定，具體定價(jià)方式分別適應(yīng)了各自現(xiàn)實(shí)情況。此次煤電容量電價(jià)的推出，為新型電力系統(tǒng)建設(shè)下探索體現(xiàn)電力容量價(jià)值的價(jià)格體系增加了新樣本，為引導(dǎo)完善未來價(jià)格制度提供了實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。
（作者單位：國網(wǎng)能源研究院有限公司）
