中國儲能網訊：電價是深化電力體制改革、加快構建新型電力系統(tǒng)的重要內容。2021年，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱《上網電價通知》），2023年11月10日，國家發(fā)展改革委聯(lián)合國家能源局印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《容量電價通知》），提出適應煤電功能加快轉型需要，將現(xiàn)行煤電單一制電價調整為兩部制電價。其中，電量電價通過市場化方式形成，容量電價水平根據煤電轉型進度等實際情況逐步調整。
煤電容量電價機制的實施，有利于推動煤電行業(yè)健康持續(xù)發(fā)展，維護電力系統(tǒng)安全可靠供應，促進能源綠色低碳轉型，助力“雙碳”目標實現(xiàn)。
政策考量有深意
縱觀此次出臺的煤電容量電價機制，可以發(fā)現(xiàn)有五大政策目的。
一是理順成本。
——明確容量成本回收機制。煤電企業(yè)經營成本主要包括折舊費、人工費、修理費、財務費等固定成本和燃煤等變動成本兩大部分，其中，固定成本約占煤電總成本的30%。自2021年《上網電價通知》發(fā)布后，煤電機組全部參與現(xiàn)貨市場交易，實行單一制電量電價，煤電企業(yè)固定成本回收完全依賴于發(fā)電量和電量電價，只有發(fā)電才能回收成本。但近年來，隨著風電、光伏發(fā)電快速發(fā)展，煤電利用小時數不斷降低，僅靠電能量市場難以回收固定投資成本。煤電容量電價機制的建立，是將現(xiàn)行單一制電量電價調整為“電量電價+容量電價”的兩部制電價，其中，電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價則是為保障用戶側用電充裕度（與用電可靠性密切相關）而向提供有效容量的主體支付的費用，專門為回收煤電機組固定成本而設，體現(xiàn)了煤電可靠發(fā)電容量的價值。
——明確容量成本分攤機制。煤電容量電價單獨設立后，如何疏導和分攤容量電費成為各利益主體博弈的焦點。如果容量電費僅在發(fā)電側內部分攤，由新能源或者其他類型的電源承擔容量電費，那么容量電費的分攤就變成了發(fā)電側不同主體之間的“零和博弈”，不符合“誰受益、誰付費”的權利義務對等原則。因為容量電價的最終目的是保障系統(tǒng)有效容量的充裕性，在推動電源結構調整的同時維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，從長遠看，其最終受益者是用戶。而新能源或者其他類型電源并不是直接受益主體，由它們分攤不符合權責對等原則，還會導致發(fā)電企業(yè)失去有效激勵，降低政策實施效果。只有將容量電費有效地傳導至用戶側，才能起到容量電價機制的激勵作用。為此，《容量電價通知》明確提出，在煤電容量電價實施后，容量電費將納入系統(tǒng)運行費中，并由工商業(yè)用戶按當月用電量比例進行分攤，由電網企業(yè)根據當地代理購電用戶的電價進行每月發(fā)布和滾動清算。
二是穩(wěn)定預期。
近年來，綠色發(fā)展成為經濟社會發(fā)展的主基調，煤炭轉型步伐加快，電能替代力度持續(xù)加大，新能源發(fā)電裝機增長迅猛。國家能源局發(fā)布的數據顯示，截至2023年9月，我國非化石能源發(fā)電裝機容量超過發(fā)電總裝機容量的一半，達到51.6%。新能源快速發(fā)展趨勢下，煤電機組容量份額相對減少，逐步從電量型電源向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源轉變，年發(fā)電小時數顯著下降，由2015年的5000小時以上降低到2022年的4300小時。此外，近年來，受煤炭價格高企等多重因素影響，煤電企業(yè)大面積虧損。2021年國內主要發(fā)電集團虧損1203億元，虧損面高達80.1%；近兩年雖有所改善，但2023年上半年仍虧損超過100億元，虧損面達50.6%，41.1%的電廠負債率超75%。降碳退煤的約束、發(fā)電小時數下降以及虧損的現(xiàn)實壓力，嚴重打擊了煤電投資的積極性。煤電容量電價機制的建立，改變了煤電項目投資成本的回收模式，能夠在一定程度上緩解煤電企業(yè)生產經營壓力。按照《容量電價通知》規(guī)定的煤電容量電價補償標準，對于存量機組而言，按照煤價維持2023年價格水平測算，2024年全國燃煤發(fā)電容量電費規(guī)模約在千億元左右。實行容量電價機制后，煤電企業(yè)可回收部分之前因限價而無法回收的固定投資成本，改善經營狀況，行業(yè)整體效益可基本恢復至正常年份的平均水平。長期看，煤電容量電價為煤電投資提供了相對穩(wěn)定的收益預期，有利于恢復煤電投資信心，提升煤電機組新增投資積極性。
三是提升調節(jié)能力。
新能源發(fā)電具有間歇性、波動性特點，大規(guī)模高比例并網后，將會加劇電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的風險，導致電力系統(tǒng)對調頻、調峰等調節(jié)資源的需求大大增加。此外，隨著新能源發(fā)電裝機占比不斷提升，新能源小發(fā)期間電力供應不足、大發(fā)期間消納受限等問題可能交替出現(xiàn)，極端天氣下電力可靠供應難度將進一步增加。因此，需要其他電源提供系統(tǒng)發(fā)電充裕性和足夠的調節(jié)能力。我國現(xiàn)階段主要靈活性電源中，抽水蓄能、燃氣發(fā)電受制于資源稟賦，發(fā)展規(guī)模相對有限；儲能技術受制于經濟性、安全性，商業(yè)化應用有待進一步開發(fā)。在當前的技術條件和裝機結構下，煤電是最為經濟可行、安全可靠的靈活調節(jié)資源，對現(xiàn)存煤電機組進行靈活性改造是最現(xiàn)實有效的方案。
我國早在2016年就啟動了煤電靈活性改造試點工作，并制定了明確的靈活性改造目標。電力規(guī)劃設計總院發(fā)布的《中國電力發(fā)展報告2023》顯示，“十四五”前兩年，全國煤電“三改聯(lián)動”改造規(guī)模合計超過4.85億千瓦，其中靈活性改造1.88億千瓦。目前來看，煤電靈活性改造實際進展遠遠滯后于新能源發(fā)展增速。影響進度的一個重要因素是成本巨大，激勵機制和資金投入不足，煤電企業(yè)缺乏積極性。據中電聯(lián)統(tǒng)計，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本為500～1500元，再加上改造后的運維成本、煤耗成本、頻繁啟停成本不斷增加，如果沒有合理的補償和激勵機制，煤電企業(yè)的積極性難以激發(fā)。因此，建立煤電容量電價機制，依托容量電價保障煤電企業(yè)回收一定比例的固定成本，有助于其“輕裝上陣”，投入更多的資金進行必要的靈活性改造，提升系統(tǒng)容量支撐和調節(jié)能力，更好地保障電力安全穩(wěn)定供應。
四是促進轉型。
——促進新能源消納。推動能源低碳轉型、建設新型電力系統(tǒng)不僅需要大力發(fā)展、建設新能源，還要高比例消納新能源。國家能源局發(fā)布的最新數據顯示，截至10月，全國累計太陽能發(fā)電裝機容量約5.4億千瓦，同比增長47.0%；風電裝機容量約4.0億千瓦，同比增長15.6%。由于新能源比例過高的電力系統(tǒng)出力特性無法與用戶側負荷曲線相匹配，必須搭配足夠多的靈活調節(jié)性電源。煤電容量電價機制的建立，可以推動煤電靈活性改造，發(fā)揮靈活調節(jié)潛力，解決當前我國風電、光伏發(fā)電裝機快速增長帶來的消納難題，保障新能源快速發(fā)展。
——促進煤電功能轉型。長期以來，我國煤電機組以不足50%的裝機占比，提供了60%的電量，支撐超過70%的電網高峰負荷，是我國主要和基礎保障性電源。隨著新型電力系統(tǒng)建設不斷推進，新能源逐漸替代煤電成為主要的電量供應方，未來煤電在降碳減碳的過程中平均發(fā)電利用小時數將會持續(xù)降低，功能角色將從主要的發(fā)電電源向調節(jié)性電源過渡。煤電容量電價的建立，直接改變煤電企業(yè)的盈利模式，消除經營及投資顧慮，為煤電功能轉型“保駕護航”。
——合理把握煤電功能轉型節(jié)奏?？紤]到我國不同區(qū)域資源稟賦、經濟發(fā)展水平和電源結構存在較大差異，各地煤電行業(yè)的轉型路徑也不盡相同。再加上煤電機組體量大，改造和轉型任務艱巨，需要統(tǒng)籌考慮各地煤電在轉型過程中的成本擱淺問題，合理把握煤電功能轉型節(jié)奏。所以，《容量電價通知》才提出，因地制宜制定煤電容量電價機制。功能轉型較快、年利用小時數較低的省份，回收固定成本比例高；轉型相對較緩的省份，回收固定成本比例低。
五是健全市場。
根據提供的服務類型，電力商品一般包含電量、調節(jié)、平衡、容量四個維度的價值，其中，電量、調節(jié)價值可以通過電力現(xiàn)貨市場來體現(xiàn)，平衡價值由輔助服務市場來體現(xiàn)，有效的容量價值需要通過容量成本回收機制來體現(xiàn)。從國際經驗看，電力現(xiàn)貨市場是競爭性電力批發(fā)市場的重要組成部分，基于邊際成本定價理論的基本定價模式雖然能夠真實反映電力商品在時間和空間上的成本及供需變化，實現(xiàn)資源的高效優(yōu)化配置，但往往導致決定現(xiàn)貨市場出清價格的邊際機組的固定成本無法得到合理補償，而非邊際機組的固定成本回收程度也存在較大的不確定性，給發(fā)電企業(yè)回收全部固定投資帶來巨大挑戰(zhàn)?；诖耍蠖鄶祰液偷貐^(qū)在建立電力現(xiàn)貨市場的過程中都會設計相應的發(fā)電容量成本回收機制。目前，主流的容量機制主要有稀缺定價機制、容量市場機制、容量補償機制、戰(zhàn)略備用機制等。容量機制的選擇與各國國情、電力市場發(fā)展程度、市場模式等密切相關，需要因地制宜地設計和選擇發(fā)電容量成本回收機制。
2017年以來，我國開展電力現(xiàn)貨市場建設試點。2023年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》，對各地現(xiàn)貨市場建設進度做出了明確的時間要求，并在全國范圍內加快推進現(xiàn)貨市場建設。2021年，國家能源局印發(fā)《電力輔助服務管理辦法》，電力平衡價值也能得到體現(xiàn)。但容量成本回收機制只在部分省份進行探索，未在全國大范圍推進。所以，煤電容量價格的出臺，建立了覆蓋我國主要有效容量來源的成本回收機制，彌補了電力市場體系中容量機制設計的空白，為電力現(xiàn)貨市場打上了重要“補丁”，滿足了我國健全多層次電力市場體系的需要。
后續(xù)發(fā)展蘊新意
煤電容量電價機制將推動發(fā)電側統(tǒng)一容量電價機制出臺。此次出臺的容量電價僅針對煤電，暫不涉及其他類型發(fā)電機組。雖然之前抽水蓄能和部分燃氣發(fā)電機組已納入容量電價管理體系，但其他類型的儲能和一些能夠提供頂峰容量的燃氣機組并未納入容量電價的范疇，所以，目前尚未建立面向所有可提供有效容量的容量電價體系。考慮到煤電容量電價的基準性，煤電容量電價機制的出臺將會推動發(fā)電側統(tǒng)一容量電價機制出臺。
煤電容量電價改變了電價結構。煤電容量電價的出臺，將之前單一的電價結構進行了拆分，改為“電量電價+容量電價”；雖然明確規(guī)定容量電價向用戶側疏導和分攤，但不一定會推高用戶用電成本和價格。首先，給予煤電容量補償后，長期市場價格中固定成本回收的電能量將更多反映燃料成本，從而減少策略性報價，可能導致煤電電量價格下降。其次，煤電價格是其他電源價格的基準，其電量價格的下降可能帶動其他電源價格的下降。雖然終端電價總水平的漲跌存在不確定性，但考慮到煤電容量電價的疏導和分攤只涉及工商業(yè)用戶，不涉及居民和農業(yè)用戶，這些用戶用電仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策，可能導致工商業(yè)與居民之間的電價差距越來越大，交叉補貼越來越多。
煤電容量電價為容量市場建設奠定了基礎。在主流發(fā)電容量成本回收機制中，容量市場是最具有市場特征的方式。它以競爭方式形成容量價格，并成為競爭性電力市場的重要組成部分。然而，容量市場的設計較為復雜，特別是對于容量需求的準確預測要求較高。相比之下，容量補償機制是對發(fā)電企業(yè)的容量投資進行直接補償，通過設定相對穩(wěn)定的容量電價，為容量投資主體提供穩(wěn)定預期，降低建設難度和風險，易于實施。我國出臺的煤電容量電價屬于容量補償機制，通過行政方式確定，雖然能夠保障容量價格的長期穩(wěn)定，但也存在市場化程度不高的問題，因此被視為一項過渡性機制。隨著我國市場化程度的不斷提高，各類型機組相繼入市，容量電價機制也將覆蓋各類型機組。不同類型機組按照“同質同價”的原則公平競爭，使得容量價值更加符合系統(tǒng)需要，為后續(xù)競爭性容量市場的開設奠定堅實基礎。
（作者供職于國家發(fā)展改革委價格監(jiān)測中心。本文僅為個人觀點，不代表供職單位意見。）
