論壇丨準確理解煤電容量電價機制
來源：中國電力報 時間：2024-01-29 11:00
尹明
根據2023年國家發展改革委、國家能源局發布的《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《通知》），從2024年1月1日起，現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，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。這對于理順煤電價格形成機制，科學反映成本構成，更好發揮煤電行業的基礎保障性和系統調節性作用，助力我國電力和能源系統安全轉型具有重要意義。
意義重大 助力行業發展
首先要理解有效發電資源和有效發電容量的概念。
有效發電資源是指在高比例新能源發電系統中，因天氣等原因造成新能源發電出力不足情況下，能夠及時提供可靠發電能力的發電資源。在電力市場化和綠色轉型過程中，如何確保有效發電資源的充裕度是各經濟體普遍面臨的一項挑戰。在儲能尚不能規模化、經濟性、多場景應用前，間歇性、波動性和“靠天吃飯”將會一直伴隨著新能源發電。即使當前局部地區、個別場景已經實現了100%風光等新能源電力供應，但這也只是人們在放棄了部分效率、經濟效益和可靠性情況下與現有技術達成的“妥協”。
發電資源的有效性主要體現為裝機容量轉化為發電能力的程度。通常人們認為，裝機容量代表了發電能力。例如，2022年我國總裝機容量是25.6億千瓦，比2016年增長9.1億千瓦，能說2022年我國發電能力比2016年增長了9.1億千瓦嗎？當然不能。因為這9.1億千瓦的裝機增量中，風光等新能源裝機占到了58%。由常識可知，需要考慮風、光發電的時空特性。在一個空間跨度較大的地理范圍內，同時刮風或同時陽光普照的概率是較低的，更何況風速有大小、光照有強弱。因此，各個新能源發電場站同時發電的概率很低，能提供的出力也是差異較大的。
有效發電容量是一個價值概念。發電容量的有效價值主要取決于發電與負荷時間特性的匹配程度，即發電能力是否可以很好地跟隨、滿足用電負荷的變化。用電負荷特性與經濟社會活動、生活習慣等緊密相關，與風光等新能源發電出力特性或預測情況幾乎沒有什么聯系，用電高峰與新能源發電出力大發時段也不一定存在高同時率。因此，至少從電源之間、供需之間的同時率角度考慮，風光等新能源發電裝機并不能完全轉化為有效發電能力，新能源發電裝機對負荷的有效保障、可靠供給能力是要打折扣的。這也是高比例新能源電力系統必須強調“源荷協同”的主要原因。相比而言，常規發電（特別是火電）可以實現“源隨荷動”，能夠提供有效的發電能力，可以完全確保時間維度上的電源之間、供需之間的高同時率，可以滿足長期負荷增長或短期需求變化。當前采用較多的分時電價在一定程度上也是根據發電與負荷特性匹配程度確定的。
隨著電力系統綠色化、低碳化程度不斷提高，新能源和常規電源發電容量有效價值的差異日益凸顯，電力系統運行呈現出日益顯著的“量力分化”，進而使得電力市場呈現出價值多元化趨勢——電能量價值、調節價值、有效容量價值和環境價值。其中，三類價值都有相應的市場機制（如中長期和現貨市場、輔助服務市場、綠電交易市場和碳交易市場等）實現價值變現，唯有有效容量價值還沒有大規模變現途徑（國內僅有山東等個別地方出臺容量補償機制）。
經過多年的電力市場化改革，特別是現貨市場長周期結算試運行，各類市場主體普遍是基于變動成本參與電能量市場報價的。煤電機組的燃煤成本通常占到總成本的七成左右，在燃煤價格高企和新能源發電大規模并網情況下，煤電企業盈利能力顯著下降。發電企業近年來出現虧損狀況，時至2023年，仍有部分發電企業處于整體虧損狀態，也影響了企業再投資能力和有效發電容量投資。造成這一現象的一個重要原因，是我國現階段的電力市場體系并未及時、真實體現發電容量價值，沒有提供與之緊密相關的固定成本回收渠道。長此以往，有效發電容量的短缺勢必影響高比例新能源電力系統的長期安全水平和短期應急能力。
在此背景下，煤電容量電價機制是實現煤電項目成本（通常是固定成本）補償的一種方式。《通知》通過調整煤電機組收入結構（市場化電能量收入+固定發電容量收入），采取逐步提高的方式部分補償固定成本，有助于穩定煤電行業預期，改善煤電企業發電業務現金流和盈利能力。
回歸容量市場 用電成本影響不大
現階段，我國電力市場體系尚不完善，著眼中遠期發展，我國需要建立一個體現發電容量價值的機制。這也是此次煤電容量電價機制的政策屬性——過渡性機制。未來，容量補償機制應逐漸回歸容量市場，實施全容量補償，減少對特定類型電源的差異化補償。
《通知》提出，根據各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素，在2024~2025年，部分煤電功能轉型較快的地方采用50%的固定成本回收比例，其余地方采用30%的固定成本回收比例。采用50%比例的省份可以分為三類。第一類是火電裝機占比較低的省份，包括四川、云南、青海，三地近年火電裝機占比均低于15%。第二類是近年用電量增速較快且水電占比較高的省份，包括廣西、湖南、重慶，2017~2022年三地用電量年均增速分別達到9%、7.2%和7.2%，水電裝機占比分別達到29%、28%和29%。第三類是發電利用小時數低且本地電網及其所在區域電網平衡能力有限的省份，如河南。另外，燃煤價格也是一個重要考慮因素。例如，湖南處于我國發電用煤運輸鏈最末端，煤價高企，煤電機組發電成本居高，造成較大經營壓力。
此外，根據《通知》，此次煤電容量電價機制的受益方是合規在運的公用煤電機組，補償標準由政府主管部門制定，資金來源是工商業用戶，征收渠道是各地隨輸配電價收取的系統運行費用，電網企業執行資金結算、達標情況統計等工作。這是此次煤電容量電價機制涉及的主要利益相關方。因此，工商業用戶終端電價將受到煤電容量電價機制的影響。
根據國家發展改革委發布的《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，工商業用戶全部進入電力市場。因此，工商業用戶電價將由電能量市場交易價格、系統運行費（包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費和煤電容量電費）、輸配電價、上網環節線損費用、政府性基金及附加構成。根據統計，工商業用戶電價中，由電力市場決定的電能量市場交易價格占比在65%左右，輸配電價占比在25%左右。根據2024年1月全國各省電網代購電價情況看，大多數地區工商業用戶煤電容量電費分攤在1分/千瓦時~2分/千瓦時，煤電容量電費雖然是新增項，但是并不能對工商業用戶的電價結構產生重大影響，由市場競爭決定的電能量電價和由政府核定的輸配電價仍是決定性因素。
但是煤電容量電費的出現也增加了用戶對終端電價的預測復雜性，對電價敏感企業的能源管理、成本管理提出了新要求。
容量電價機制的價值體現
一是實施容量電價機制，有助于提高整個系統的安全可靠運行水平。確保短期應急與長期充裕本應是所有類型電源都要承擔的責任，但是在高比例新能源發電系統中，隨著發電量更多被綠電替代，短期應急與長期充裕的責任被更多地轉移給了發電量占比逐漸降低的常規電源。這是在電力綠色轉型過程中的“責任轉移”。容量電價機制有助于確保在發電量占比逐漸降低的情況下，為貢獻有效發電容量的機組提供了固定成本回收的渠道。
二是實施容量電價機制，有助于系統保留必要的有效發電容量，確保更好適應高比例新能源電力系統所具有的間歇性、波動性，減少高比例新能源電力系統運行調控的復雜程度和難度，提高系統對新能源的消納能力。
三是實施容量電價機制，有助于相關發電企業統籌市場化收入與固定收入之間的關系，采用更加合理的策略參與現貨市場。這一點對于新能源發電大規模進入現貨市場背景下，高邊際成本的常規發電而言至關重要。這些電源可以通過市場價格預測，確定更具競爭力的量價策略，進一步提高現貨市場出清價格合理性，減弱電力現貨價格受新能源出力的影響程度，而更多由供需關系決定價格。
（作者系博眾智合（Agora）能源轉型論壇中國電力項目主任、中國可再生能源學會可再生能源發電并網專委會委員）
責任編輯：楊娜
