觀察丨煤電電價機制改革邁出關鍵一步
來源：中國電力報 時間：2023-12-12 09:56
近日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號）（以下簡稱《通知》），將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價。《通知》準確把握電力系統綠色低碳轉型中的形勢和需求，推動了煤電向基礎保障性和系統調節性電源轉型，為建立適應新型能源體系的電價體系邁出堅實而關鍵的一步。
煤電容量電價文件出臺 恰逢其時，兼顧效率和公平
現階段，煤電仍發揮著保障電力安全穩定供應的“頂梁柱”和“壓艙石”作用，以不足50%的裝機占比，提供了70%的頂峰能力和近80%的調節能力。
保障電力安全穩定供應，需要煤電提供可靠的頂峰容量支撐和實現可持續運營。一方面，隨著新能源滲透率的不斷提高，煤電充分發揮頂峰能力為新能源的不確定性兜底，同時提供調節能力為新能源的消納提供空間，其利用小時數將逐步下降，這部分成本如不能及時疏導會對煤電投資、建設、運營帶來巨大壓力。另一方面，適應新能源發展的電力市場體系加快建設，電力商品價值正在從單一的電能量價值逐步向包含電能量價值、可靠性價值、靈活性價值、綠色環境價值在內的多維度價值體系發展。
因此，《通知》的出臺適應電力保供和新能源轉型發展的形勢，符合電力體制改革和完善電價機制的迫切需要，可謂非常必要和及時。
容量成本標準標桿化既鼓勵先進高效機組建設，又引導服役期長的機組發揮容量價值?！锻ㄖ访鞔_，計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準——330元/千瓦·年。按最新的《火電工程限額設計參考造價指標》測算，此標準與新建先進高效機組的年固定成本相當，對標高效機組制定容量成本標準有利于鼓勵先進節能的煤電機組投資。同時，已完成折舊的機組多為服役年限較長的機組，在電能量市場經濟排序中不占優勢，其固定成本通常低于折舊期內機組，容量成本標準標桿化有利于服役期長的機組多提供容量價值，使不同投產年份的機組發揮各自功能優勢。
兩部制電價機制與煤電功能轉型、電力市場建設進程相銜接。兩部制電價從根本上改變了煤電上網電價結構和收益組成。煤電上網電價歷經了還本付息電價、經營期電價、標桿電價+煤電聯動、基準電價+上下浮動等階段。目前在開展電力現貨市場的地區，煤電是其中的主要參與者。以往單純依靠電量收益和少量輔助服務收益來回收固定成本和變動成本，造成保發電量成為煤電企業的唯一生命線。在構建新型電力系統的當下，煤電功能轉型確已發生并將是一個快速發展演化的過程。
按《通知》規定，2024~2025年全國大部分地區容量電價回收的固定成本比例為30%左右，部分煤電利用小時數偏低、水電占比較高的地區，如河南、湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西為50%左右；2026年起，全國比例提升至不低于50%，云南、四川等地原則上不低于70%。在保持行業資本金內部收益率水平的情況下，基于近期煤電平均電量交易價格和設計利用小時數等參數條件進行測算，通過上述容量電價機制回收30%、50%、70%固定成本后，相當于機組實際年利用小時數可分別降低約900小時、1500小時、2000小時，或者平均電量電價分別釋放約5%、8%、11%降幅。正是從價格政策層面重塑了新型電力系統下煤電項目的收益模式，煤電在容量支撐和系統調節方面的作用得到激勵與強化。
按有效容量付費并考核，體現按效果付費原則。放眼全球，建立了容量市場或補償機制的國家一般要求中標機組或資源必須參與現貨市場投標，以兌現在長期容量采購中承諾的有效容量。傳統的容量電價一般以機組裝機容量付費，操作簡便但事后管理不足。
《通知》提出，煤電機組每月容量電費根據當地煤電容量電價和機組月度申報的最大出力確定，并按實際提供的最大出力進行考核，做到了容量電費的閉環管理，引導煤電企業加強運營管理水平保障有效容量充裕性。
堅持系統思維，探索在電力系統全局下合理分配容量資源?！锻ㄖ房紤]了我國電力資源已在全國范圍實施配置的現實情況，對跨省跨區外送煤電機組分類施策，提出對納入受電省份電力電量平衡的配套煤電機組原則上執行受電省份容量電價，容量電費由受電省份承擔；其他煤電機組，原則上執行送電省份容量電價，容量電費由送、受方合理分攤；未納入平衡的機組，由送電省份承擔其容量電費。上述規定有效銜接了跨省跨區電力外送，為陸續建設的“沙戈荒”大基地電源的上網電價協商提供了依據。
同時，《通知》提出，各地煤電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，由電網企業按月發布、滾動清算，按照“誰受益，誰分攤”的原則實現成本疏導，有利于后續順利推動新能源進入電力市場。
完善煤電容量電價機制 還需處理好三重關系
煤電容量電價機制的建立，是深化電價機制改革的一項重大舉措，是建立新型電力系統下多維電價體系的關鍵一步。接下來，完善煤電容量電價機制，以及建立適應電力市場運行情況的發電側容量電價機制，還需處理好以下關系：
一是支撐性容量和調節性容量的關系。煤電功能轉型后，利用小時數下降導致電量電價不足以收回固定成本，故《通知》將煤電的支撐作用和調節能力在此次容量電價機制中予以了統籌考慮。需注意的是，調節性容量更加強調運行層面的響應速度、調節速率和響應精度等，尚未形成對事前付費的有效閉環管理。建議同步深化現貨市場和輔助服務市場建設，必要時探索調節性容量市場機制，逐步形成獨立的調節容量長期價格信號。
二是容量電價機制和中長期市場、現貨市場的關系?！锻ㄖ房紤]了與電能量市場的協同，提出現貨市場連續運行的地方，可研究建立適應當地電力市場運行情況的發電側容量電價機制；發電側容量電價機制建立后，省內煤電機組不再執行煤電容量電價機制。建議結合現貨市場建設進度和中長期、現貨價格信號的變化，逐步研究包括燃氣、核電、儲能、需求響應等容量資源納入容量電價的可行性，完善新型電力系統下的多維電價體系。
三是有效市場和有為政府的關系?，F階段，為了政策平穩起步和實操性，采用了電量電價通過市場化方式形成、容量電價根據實際情況合理確定并逐步調整的模式?！锻ㄖ诽岢龇e極跟蹤煤電容量電價機制執行情況，密切監測煤炭、電力市場動態和價格變化。建議利用信息化手段監測終端電價變化趨勢和煤電綜合上網電價水平、收益率動態，充分考慮電力系統經濟性對于規劃的反饋影響作用。階段性評估煤電容量電價實施效果，結合各類電源入市和各類容量資源納入容量電價實行范圍的進度，探索建立以系統需求為目標的容量功能需求體系，涵蓋運行層面和遠期支撐容量需求，推動通過市場化競爭方式采購系統所需容量資源，形成科學合理的市場化容量電價信號。相關部門應更多地以市場限價、容量需求規模等市場邊界條件和關鍵參數為抓手，發揮宏觀調控作用。（作者：電力規劃設計總院 劉慶 賀瑞 羅開顏 張會娟）
責任編輯：張棟鈞
校對：高慧君
