我國建立煤電容量電價機制

　　在行業的持續呼吁下，煤電容量電價機制終于靴子落地。

　　11月10日，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《通知》），明確自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。

　　新型電力系統的構建促使著煤電機組向調節性電源轉型。與此同時，當前其他類型的靈活性資源部署規模尚未達到足以支撐電力系統可靠性的程度。這也意味著，在未來很長一段時間內，煤電仍將發揮重要的兜底支撐功能。因此，建立能夠同時挖潛煤電機組下調能力和激勵煤電機組頂峰能力的價格機制尤為迫切。

　　業內人士均向《中國能源報》記者表示，“兩部制”電價的出臺，能夠鞏固和保障煤電的“壓艙石”地位，明確了煤電成本回收不再完全依靠發電，給予了其參與系統調節的動力和空間。與此同時，容量電價機制仍是過渡性政策，未來的相關機制仍需不斷完善。

　　適應新系統——

　　成本回收機制更合理

　　在“兩部制”電價中，容量電價主要回收機組固定成本；電量電價主要回收機組變動成本。《通知》明確，為適應煤電功能加快轉型需要，將現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，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。

　　業內專家指出，現行單一制電價體系，并不能充分體現煤電在電力系統中的支撐、調節價值，更不利于新能源發展下煤電的定位與轉型。

　　“當前，風光新能源發展迅速，裝機快速增長，但由于其不穩定性，仍需大量煤電機組兜底保供。且使用的新能源越多，所需的煤電調峰能力就越強。與此同時，隨著新能源裝機容量的持續增長，在新能源大發期間，以及季節性用電低谷等淡季，煤電機組就會大量閑置，利用小時數越來越低已成趨勢。”資深煤炭行業分析師李廷表示。

　　《中國能源報》記者了解到的一組數據也反映了煤電機組的“窘境”。“煤電逐步從電量型電源向基礎保障型和系統調節型電源轉變，利用小時數明顯下降，已由2015年的5000小時以上降低至2022年的4300小時，通過單一電量電價無法回收固定成本。”中國電力企業聯合會黨委書記、常務副理事長楊昆指出。同時，近年來，受多重因素影響，煤電企業大面積虧損。據統計，今年上半年，國內主要發電集團虧損超過100億元，虧損面達50.6%，嚴重影響煤電企業的可持續發展和電力安全穩定供應。

　　中國可再生能源學會可再生能源發電并網專委會委員尹明指出，煤電保障系統發電充裕性的價值需要貨幣化體現。“在新能源發電占比逐漸提高的局面下，電量價值‘一家獨大’的局面逐漸被電能量價值、調節價值、有效容量價值和環境價值‘四個支柱’所取代。這四個價值中，電能量價值可以通過電力中長期或現貨市場得以實現貨幣化，調節價值可以通過輔助服務市場得以貨幣化實現，環境價值可以通過綠電、綠證甚至碳市場得以貨幣化實現，僅有容量價值尚未實現貨幣化體現，這也遏制了有效容量提供商的投資積極性。因此，建立電源有效容量價值的貨幣化體現途徑十分必要，煤電應是優先選項。”

　　容量電價機制的推出，為煤電企業提供了保障。國網能源研究院財審所價格室主任張超認為，在“雙碳”目標及能源轉型下，降低煤電企業成本疏導風險，為煤電投資提供一定程度穩定的預期，進而保障中長期發電容量充裕性，有利于促進新能源消納。此外，這也為電力多元價值定價提供了有益借鑒，為未來更多資源類型納入容量回收、更多價值類型通過機制顯性化定價積累了經驗。

　　“容量電價機制提供了一種穩定的收入來源，有助于彌補機組低利用小時數所帶來的損失。因此，煤電要加快柔性調度和靈活性提升，使其能夠更好地適應清潔能源的波動，包括提高啟停速度、支持部分負載運行、改進機組的調峰能力等。”中國礦業大學經濟管理學院副教授王迪表示。

　　考慮發展實際——

　　并不是煤電的“養老保險”

　　業內人士認為，煤電容量電價機制充分考慮了電力系統運行、煤電運營和經濟發展實際，具有較強的可操作性。

　　《通知》結合全國典型煤電機組投資成本，明確了煤電機組容量電價的適用范圍和國家補償標準，即煤電機組經營期內每年固定成本支出標準為330元/千瓦時，適用范圍涵蓋全部合規在運的公用煤電機組。

　　《通知》明確，容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤。這會否加劇工商業的交叉補貼？

　　“目前各地大多采用清單中的低價電源，如水電、部分煤電等，為居民、農業提供保障，容量機制下一部分原本由居民、農業承擔的煤電固定成本轉由工商業企業承擔，一定程度上將加劇交叉補貼，但是整體規模可控，不會形成大規模影響。”張超分析。

　　政策性的電價機制給予了煤電參與系統調節的動力和空間，但業內專家分析，容量電價并不意味著煤電機組拿到了“養老保險”，隨著電力市場建設和頂層設計的不斷完善，煤電機組最終還是要面對市場化競爭。

　　“容量電價是一個過渡性政策，未來隨著電力市場建設發展，將逐漸向基于市場化配置的容量補償機制或容量市場制度發展變化。通過市場確定價格而非政府定價，將有助于更多可提供容量支持的資源通過公平競爭，獲得有效補償，進而確保電力系統發電容量長期充裕。”張超指出。

　　同時，從《通知》也可以看出，容量電價的目的并不是要完全補償煤電機組的固定成本。《通知》規定通過容量電價回收固定成本的比例為：2024-2025年，多數地方為30%左右；2026年起，將各地比例提升至不低于50%。大唐技術經濟研究院產業發展研究所研究員孫李平指出，容量電價是兜底，使煤電企業有生存的底線。“但能不能過上好日子，還是要看在電能量市場獲得的邊際收益。有效市場和有為政府推動全國統一大市場建設，二者不可偏廢，沒有容量電價的兜底保障，單靠電力市場不可持續；單靠容量電價，沒有競爭，也難以讓煤機高效率運行。”

　　國盛證券分析師張津銘表示，在保障了煤電長期高效參與市場化競爭的同時，隨著現貨市場逐步放開，煤電機組應當繼續提高效率，優化報價策略，提升自己在電能量市場中的競爭優勢，適應煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重為主轉型。

　　仍處改革初期——

　　未來應不斷完善機制

　　“煤電企業分為幾類，一類是有配套煤礦且產量足夠用的煤電企業，一類是配套煤礦產量基本夠用的煤電企業，另外一類是基本靠外購煤炭的煤電企業。要想獲得競爭優勢，擁有配套煤礦的煤電企業擁有了天然優勢，他們可以根據市場的需要配套最適合的煤種，以便讓機組與當地的電力市場特征相匹配。電價改革的核心是市場化，電價與煤價息息相關，現在的改革還在路上。”孫李平分析。

　　張津銘也指出，這次是我國的煤電容量電價機制首次出臺，總體還處于這一機制發展初期階段，后續仍有完善和進步空間。“政策出臺后，爭議最多的是成本疏導問題，這可能在落實中存在對政策理解不到位等阻力，建議要貫徹落實用戶側承擔，避免政策變形，由其他市場主體變相分攤現象。”

　　因此，張超認為，要加快健全電能量市場價格監管制度。“容量電價為煤電企業提供了穩定回收一部分固定成本的途徑。在合理的市場機制引導下，煤電企業參與電能量競價時，應剔除這部分已確定疏導的成本后再進行市場報價。然而，我國電能量競價市場發展尚屬于初期，部分地區發電廠商集中度較大，因此無論是中長期市場還是現貨市場，均需通過完善競價規則、加強價格波動監管等措施，避免發電合謀，重復回收成本、攫取超額收益。”

　　尹明建議，要重視建立計算容量電價的煤電機組固定成本標準的評價體系和滾動修訂機制，確保容量電價標準能更好反映煤電行業的盈虧情況；還要重視建立煤電功能轉型程度相關評價體系，確保煤電容量電價機制實施與煤電功能轉型相匹配。

　　與此同時，在得到容量電價的同時，煤電企業也應按要求履行容量義務。王迪認為，“一些煤電機組應加快‘三改聯動’，通過加強新裝備、新技術研發和試驗示范工作進一步提升其靈活性和調節能力，以適應煤電容量電價機制；同時，要加快技術改進和設備升級，提高煤電機組的發電效率，降低單位發電成本，這不僅能增加機組在市場上的競爭力，也符合政府對能效的要求；此外，目前煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型，煤電機組應進一步根據市場電價和政策信號來優化發電計劃，靈活調整發電時段。”（記者 楊曉冉 林水靜 蘇南）

　　轉自：中國能源報

　　【版權及免責聲明】凡本網所屬版權作品，轉載時須獲得授權并注明來源“中國產業經濟信息網”，違者本網將保留追究其相關法律責任的權力。凡轉載文章及企業宣傳資訊，僅代表作者個人觀點，不代表本網觀點和立場。版權事宜請聯系：010-65363056。

延伸閱讀