中國儲能網(wǎng)訊：為貫徹落實黨中央、國務(wù)院關(guān)于加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的決策部署，更好保障電力安全穩(wěn)定供應(yīng)，推動新能源加快發(fā)展和能源綠色低碳轉(zhuǎn)型，近日國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）（以下簡稱《通知》），決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策。煤電容量電價機制的建立，有利于推動煤電向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重為主轉(zhuǎn)型，標志著新型電力系統(tǒng)中體現(xiàn)電力多元價值的價格體系正在逐漸建立。
為什么建立煤電容量電價機制
（一）發(fā)揮煤電基礎(chǔ)性支撐調(diào)節(jié)作用，推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。
一直以來，煤電機組是我國大部分地區(qū)的基礎(chǔ)保障性電源，提供了60%以上的電能量供應(yīng)。在“雙碳”目標背景下，隨著我國能源綠色低碳轉(zhuǎn)型的逐步深化，新能源裝機和發(fā)電量占比穩(wěn)步提升，煤電機組利用小時數(shù)下降趨勢明顯，煤電機組正逐步向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重為主轉(zhuǎn)型，集中反映在年發(fā)電利用小時數(shù)的下降和機組運行方式的改變。容量電價機制體現(xiàn)煤電機組提供系統(tǒng)可用容量價值，在價格形成機制上反映煤電機組功能轉(zhuǎn)型，提高電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕性，促進清潔能源消納，推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。
（二）滿足新型電力系統(tǒng)建設(shè)快速推進的需要，持續(xù)完善市場價格體系。
由于電力產(chǎn)品的特殊性，如實時平衡需求、缺乏大規(guī)模經(jīng)濟儲存和缺乏需求彈性等，電力市場無法自發(fā)形成有序運轉(zhuǎn)和公平合理的價格體系。因此，政府需要采取必要措施來確保電力市場競爭充分，價格形成合理，電力供應(yīng)可靠。
在我國，電力市場建設(shè)正在穩(wěn)步推進。電力現(xiàn)貨市場采用系統(tǒng)、區(qū)域或節(jié)點短期邊際成本定價機制，這種機制能夠有效激勵發(fā)電企業(yè)，根據(jù)其發(fā)電變動成本報價實現(xiàn)經(jīng)濟調(diào)度，促進電力系統(tǒng)的低碳和經(jīng)濟運行。然而，這種機制并不能完全解決煤電機組固定成本回收的問題。因此，建立煤電容量電價機制，通過容量電價回收部分或全部固定成本，具有重要的現(xiàn)實意義。這樣的舉措可以充分發(fā)揮政府定價的作用，填補我國電力市場體系中容量機制設(shè)計的空白，建立覆蓋我國主要有效容量來源的容量機制，滿足我國健全多層次電力市場體系的需求。
（三）地方容量機制的優(yōu)化與拓展，各國低碳轉(zhuǎn)型“殊途同歸”的選擇。
之前，山東、云南等省份已開展煤電容量電價的探索。2020年，山東發(fā)布《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）》，提出以容量補償方式回收發(fā)電機組固定成本，補償標準0.0991元/千瓦時，補償費用的來源為用戶側(cè)支付的容量補償電價。2022年12月，云南省發(fā)改委發(fā)布《云南省燃煤發(fā)電市場化改革實施方案（試行）》，規(guī)定煤電企業(yè)最大發(fā)電能力和最小發(fā)電能力之間的可調(diào)節(jié)空間參與調(diào)節(jié)容量市場交易，并按照各類電源、用戶對調(diào)節(jié)能力和系統(tǒng)容量的不同需求，差異化分攤調(diào)節(jié)容量成本。隨著全球能源低碳轉(zhuǎn)型腳步的加快，歐美等成熟電力市場認識到，容量機制有利于加強電力系統(tǒng)可靠性。2023年10月，美國PJM提交了容量市場改革提案，保證容量充裕性，以面對越來越嚴重的極端天氣與發(fā)電結(jié)構(gòu)的不斷變化，同時歐盟認為容量機制在能源轉(zhuǎn)型過程中發(fā)揮了重要作用，同意延長容量機制至2028年12月。因此，容量電價機制的出臺既是我國地方容量機制的優(yōu)化與拓展，也是各國低碳轉(zhuǎn)型“殊途同歸”的選擇。
煤電容量電價機制的主要內(nèi)容
（一）明確容量電價補償范圍，執(zhí)行統(tǒng)一機組固定成本。
《通知》明確容量電價實施范圍為合規(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，以及不滿足國家對于能耗、環(huán)保和靈活調(diào)節(jié)能力等要求的煤電機組，不執(zhí)行容量電價機制。上述適用范圍完全契合容量電價的本質(zhì)，即容量電價是針對在電力系統(tǒng)中能夠提供有效容量的電源，得到容量電價就意味著需要按要求履行容量義務(wù)。
同時《通知》明確用于計算容量電價的煤電機組固定成本主要包括折舊費、財務(wù)費、人工費、修理費等，實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元。這樣安排，一方面煤電機組固定成本地區(qū)差異總體較小，不同類型機組之間差異也有限，具備全國實行統(tǒng)一標準的基礎(chǔ)，較好地統(tǒng)籌了可操作性和實際情況；另一方面也充分體現(xiàn)了價格上限管制的思想，特別是百萬千瓦級先進煤電機組固定成本略低于全國統(tǒng)一標準，單位煤耗大幅降低，發(fā)電效益相對更高，可激勵市場主體自主優(yōu)化擴建技術(shù)方案，降低建設(shè)運營成本，樹立了煤電發(fā)展新標桿。
（二）回收比例兼顧時空差異，因地制宜確定容量補償。
《通知》分別規(guī)定了不同比例的容量電價。2024—2025年對云南、四川、河南、重慶、青海、廣西、湖南等7個轉(zhuǎn)型速度較快的地區(qū)，按照50%容量電價（165元/千瓦）執(zhí)行，2026年起容量電價回收固定成本的比例不低于70%；對于其他地區(qū)，則按照30%容量電價水平（100元/千瓦）執(zhí)行，2026年通過容量電價回收固定成本的比例不低于50%?！锻ㄖ芬远鄶?shù)地區(qū)30%回收比例起步、先行建立容量電價機制，有利于充分釋放政策信號，給相關(guān)煤電主體吃下“定心丸”，穩(wěn)定煤電行業(yè)發(fā)展預(yù)期，實施過程中逐步向50%比例過渡銜接，以時間換取空間、確保政策實施效果。
通過充分考慮新型能源體系中各地煤電機組轉(zhuǎn)型進度的客觀情況，同時又兼顧各地差異化實際情況，因地制宜提出現(xiàn)階段各地不同的容量電價，建立全國統(tǒng)一的容量電價標準，有利于初期政策落地和執(zhí)行到位。
（三）按照“誰受益、誰承擔”原則，明確分攤、扣減和退出機制。
《通知》指出，煤電機組可獲得的容量電費，根據(jù)當?shù)孛弘娙萘侩妰r和機組申報的最大出力確定，煤電機組分月申報，電網(wǎng)企業(yè)按月結(jié)算。新建煤電機組自投運次月起執(zhí)行煤電容量電價機制。各地煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤，由電網(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布、滾動清算。全體工商業(yè)用戶作為電力的最終消費者承擔容量電費，體現(xiàn)了煤電容量電價是為整個電力系統(tǒng)提供長期、穩(wěn)定電力供應(yīng)，以及激勵和引導(dǎo)有效容量投資而建立的，為將來更好統(tǒng)一、合理疏導(dǎo)各類型電源的容量電價奠定了非常好的基礎(chǔ)。
《通知》指出對納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區(qū)外送煤電機組，其容量電費按受電省標準確定，并由受電省用戶承擔，若涉及多個送電方向，那么可按照分電比例或送電容量比例分攤；除配套煤電機組之外但同樣納入受電省電力電量平衡的煤電機組，它不是專門為一個或多個受電省提供電力電量供應(yīng)的，而是部分外送、部分支撐本地電力供應(yīng)，需要由送受雙方按照一定比例對容量進行分配。因此對跨省跨區(qū)煤電機組實施容量電價，相當于“鎖定”了煤電機組的這部分容量，未來在簽訂跨省跨區(qū)中長期合約時，不僅需要明確電量、電價，受電省也應(yīng)當按照容量電價分攤情況，約定高峰時段電力保障要求，進一步理順跨省跨區(qū)送電機制、規(guī)范跨省跨區(qū)送電中長期合約。
《通知》明確，煤電機組如無法按照調(diào)度指令提供所申報的最大出力情況，其容量電費將根據(jù)不同情況扣減。對自然年內(nèi)月容量電費全部扣減累計發(fā)生三次的煤電機組，取消其獲取容量電費的資格?？己藱C制的建立，有效遏制了煤電企業(yè)獲得容量電費后可能出現(xiàn)的“躺平”現(xiàn)象，將有利于激勵機組提升設(shè)備可靠性，確保煤電機組按要求履行容量義務(wù)，從而保障電力供應(yīng)。
煤電容量電價機制的前進方向
（一）建立涵蓋各類型電源的容量市場機制
從國際經(jīng)驗來看，容量成本回收機制主要有幾種形式：容量市場、稀缺電價、容量補償機制、戰(zhàn)略備用。其中，容量市場是最具有市場化特征的方式，但市場設(shè)計較為復(fù)雜，特別是對于容量需求確定的預(yù)測準確性要求比較高；容量補償機制建設(shè)難度和風險較低，容易實施；稀缺電價由于需要對批發(fā)市場的電價有較高的承受能力，且價格波動風險較大，不適用于我國；戰(zhàn)略備用機制未來可根據(jù)應(yīng)急備用容量的需求單獨設(shè)計。綜上，現(xiàn)階段我國在《通知》中提出采用較為穩(wěn)妥的容量電價方式確定煤電回收的固定成本，我國電力市場體系實現(xiàn)了閉環(huán)，市場體系愈發(fā)完整，未來通過建立容量市場，涵蓋各類型電源的、以科學(xué)的方式確定容量需求、以更加市場化的方式確定容量電價將是必然趨勢。
（二）建立考慮煤電利用小時的精細化補償比例
合理確定容量電價回收固定成本比例是容量電價方案設(shè)計的關(guān)鍵一環(huán)。定的低了，可能對煤電機組補償力度不夠，難以有效激勵煤電機組投資擴建；定的高了，煤電機組在電能量市場中的報價會顯著下降，拉低核電、水電等未出臺容量電價機制電源品類的價格，影響其平穩(wěn)健康運行。同時，各地煤電機組年發(fā)電利用小時數(shù)存在較大差異，煤電機組功能轉(zhuǎn)型進程不一，不宜“一刀切”確定容量電價水平。因此，未來在進一步確定煤電容量電價回收固定成本比例時，需要考慮煤電的細分特性、煤電利用小時等個體差異以及單個機組的技術(shù)運行特點，建立更加符合各地煤電實際情況的分類分檔精細化補償比例，進一步加快煤電實現(xiàn)功能轉(zhuǎn)型。
（三）建立應(yīng)急備用煤電機組容量電價機制
各地電力系統(tǒng)對支撐調(diào)節(jié)能力需求不同，煤電功能轉(zhuǎn)型進度差異也較大。有的地方水電、新能源等可再生能源比重較大，煤電主要發(fā)揮支撐調(diào)節(jié)作用；有的地方煤電則仍是主力電源，在提供電力和電量方面都是“頂梁柱”。為應(yīng)對未來新能源發(fā)電高比例接入電力系統(tǒng)后可能頻繁出現(xiàn)的“晚峰無光”“極熱無風”等問題，國家應(yīng)積極推進應(yīng)急備用電源能力建設(shè)，引導(dǎo)退役或臨近退役煤電機組“退而不拆”轉(zhuǎn)為應(yīng)急備用，在運行方式和成本構(gòu)成上有別于常規(guī)煤電機組，需配套建立應(yīng)急備用煤電機組容量電價機制，進一步明確應(yīng)急備用煤電機組通過容量電價回收的固定成本比例，保障煤電機組穩(wěn)妥有序退出。煤電容量電價機制與應(yīng)急備用煤電機組容量電價機制應(yīng)協(xié)同配合，從根本上解決煤電行業(yè)轉(zhuǎn)型問題。
（四）統(tǒng)籌各環(huán)節(jié)調(diào)節(jié)性資源，明確煤電機組有效補償方案
在全國統(tǒng)一大市場發(fā)展背景下，以市場化手段激勵我國能源系統(tǒng)各環(huán)節(jié)資源進行互動成為了現(xiàn)實，煤電不再是唯一的安全性保障資源。因此，在開展煤電容量補償?shù)耐瑫r，還需要統(tǒng)籌考慮各環(huán)節(jié)調(diào)節(jié)性資源，分析各類資源的有效性與可靠性，以調(diào)節(jié)需求為核心明確煤電機組安全保障剛性需求量，針對高能效、靈活性機組設(shè)定有針對性的補償方案，避免全國“一刀切”。
