中國儲能網(wǎng)訊：合理的計價方式要在遵循成本投入規(guī)律的前提下，將不同類型的價值信號傳遞到購買方，最終實現(xiàn)成本“回收”和利潤“激勵”。最為常見的計價方式是按量計費，由于具有便于理解、定價靈活等優(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)營期定價的一貫邏輯下，單一電量電價便是償付本息、實現(xiàn)經(jīng)營目標最直觀的方式，在發(fā)電側(cè)得到長期采用。
然而，計價方式的設(shè)計僅將成本投入規(guī)律作為思考前提還不夠。一個典型的例子是，我們通常對固定成本遠大于變動成本的核電制定單一電量電價，反而是因為核能發(fā)電的利用小時數(shù)大且穩(wěn)定，電量電價已經(jīng)能夠滿足其成本“回收”和利潤“激勵”的需要。當功能性達到要求時，便利性就占據(jù)了計價方式設(shè)計的主導地位。
那么，對于煤電呢？
現(xiàn)行煤電價格脫胎于標桿電價——一種采用經(jīng)營期方法對地方先進機組實施政府定價的單一電量電價。標桿電價涵蓋了燃煤發(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，煤電成本受煤炭價格短期波動影響卻十分明顯。為應(yīng)對這一問題，我國與標桿電價同步推出“煤-電價格聯(lián)動”機制，將煤電標桿電價與煤炭價格建立起聯(lián)系。直至2020年年初全面實施煤電上網(wǎng)電價市場化改革，“基準價+上下浮動”機制替代了標桿電價，特別是2021年發(fā)改價格〔2021〕1439號文件的印發(fā)，為通過市場方式將煤價變化傳導到電價提供了制度基礎(chǔ)。
時至今日，在能源轉(zhuǎn)型、市場改革大趨勢下，燃煤發(fā)電價格再次走到改革路口。
能源轉(zhuǎn)型深入推進對完善煤電計價方式明確了要求。一方面，風電、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。例如歐盟預測，如果歐洲在2050年實現(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)計數(shù)據(jù)上。2022年，我國風電、光伏發(fā)電成為電力新增裝機的主體，裝機占比29.6%、發(fā)電量占比13.4%。相較而言，火電利用小時數(shù)從2011年的5294小時降至2022年的4379小時，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，火電利用小時數(shù)還將進一步下降。在煤電“功能轉(zhuǎn)型”和“電量減少”兩相作用下，亟須調(diào)整煤電單一電量計價方式，通過容量電價穩(wěn)定回收一部分成本，確保有足夠的機組在低利用小時數(shù)下能“存活”下來，及時提供調(diào)節(jié)服務(wù)。
電力市場加快改革為完善煤電計價方式創(chuàng)造了條件。首先是電力現(xiàn)貨市場發(fā)展為煤電創(chuàng)造了提升競價空間的可能性。2016年以來，省級現(xiàn)貨市場試點加快推進，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)價格”的功能持續(xù)增強。但與此同時，新能源逐步進入市場，部分地區(qū)受新能源報價影響市場出清價走低，煤電要通過邊際報價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回收，煤電的競價空間將明顯增大。市場處于低價時，由于度電固定成本負擔減小，煤電電能量損失相對收窄；市場處于高價時，煤電機組又可通過靈活的現(xiàn)貨報價獲得較高回報。其次是電力輔助服務(wù)機制逐步完善，為煤電機組充分發(fā)揮靈活調(diào)節(jié)能力暢通了渠道。2021年年底，新版“兩個細則”印發(fā)，輔助服務(wù)市場在除西藏外的所有地區(qū)建立運行，為鼓勵煤電利用不同機制、識別不同價值進而獲得多渠道補償提供了經(jīng)驗參考，在緩解煤電經(jīng)營壓力上發(fā)揮著作用。再次，第三輪輸配電價改革進一步理順了輸配電價結(jié)構(gòu)，系統(tǒng)運行費獨立列示，為煤電容量電價向用戶合理歸集與分攤提供了“通道”保障。
此次出臺的煤電容量電價機制，從實施范圍、價格水平、分攤方式和電費考核方面明確了機制，體現(xiàn)出以下幾大特點。
一是實施范圍兼顧普適性和針對性。明確容量電價適用于“合規(guī)在運的公用煤電機組”，燃煤自備電廠、不符合國家規(guī)劃的煤電機組、不滿足能耗、環(huán)保及靈活調(diào)節(jié)能力要求的煤電機組，不執(zhí)行容量電價。這既保證了最大限度覆蓋煤電機組，也體現(xiàn)了定向支持的特點。
二是價格水平兼具統(tǒng)一性和差異性。明確容量電價實施每年每千瓦330元的全國統(tǒng)一標準，但考慮各地具體情況，按照差異化比例在地方執(zhí)行。統(tǒng)一標準解決了對大規(guī)模、多類型煤電機組開展全面監(jiān)審的高制度成本問題，差異化執(zhí)行則更加貼近當?shù)貙嶋H，提高了政策效率。
三是明確了跨省區(qū)外送煤電機組分攤機制。對于配套機組，原則上視為受電省份機組執(zhí)行容量電價，容量電費由受電省份承擔；對于其他機組，視為送電省份機組，容量電費由送受雙方協(xié)商分攤。明確容量電費在跨省區(qū)交易中的分攤方式，有利于省間與省內(nèi)價格機制的有效銜接。
四是建立了容量電費考核機制。針對煤電機組無法按照調(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10%、50%和100%；對于自然年內(nèi)累計發(fā)生3次全部扣減的將取消獲取容量電費資格?？己藱C制為確保煤電企業(yè)履行容量責任提供了底線保障。
建立煤電容量電價機制意義重大。
將在一定程度上解決存量煤電生存問題。按照最大出力30萬千瓦煤電機組執(zhí)行330元/千瓦的30%容量電價估算，年收益將達到近3000萬元，相當于為煤電機組變相增加約220個利用小時數(shù)，簡單疊加到2022年煤電機組實際利用小時數(shù)上，略微超過傳統(tǒng)認識上的4500個設(shè)計利用小時數(shù)，為煤電機組回收固定成本提供保障。
有利于提升煤電機組新增投資積極性。2021年，受煤價高企影響，全國煤電虧損面達到80%，虧損金額超3000億元；2022年在控煤價、建機制、強疏導等措施下，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，嚴重影響了煤電投資積極性。容量電價為煤電投資提供了相對穩(wěn)定的收益預期，在恢復投資信心方面將起到關(guān)鍵作用。
有助于建立體現(xiàn)電力容量價值的價格體系。同樣作為重要的調(diào)節(jié)性資源，抽水蓄能的兩部制電價于2021年確立。抽水蓄能和煤電的容量價格均由政府確定，具體定價方式分別適應(yīng)了各自現(xiàn)實情況。此次煤電容量電價的推出，為新型電力系統(tǒng)建設(shè)下探索體現(xiàn)電力容量價值的價格體系增加了新樣本，為引導完善未來價格制度提供了實踐經(jīng)驗。
（作者單位：國網(wǎng)能源研究院有限公司）
