論壇丨準(zhǔn)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(jù)2023年國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關(guān)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(xiàn)行煤電單一制電價調(diào)整為兩部制電價，容量電價水平根據(jù)轉(zhuǎn)型進度等實際情況合理確定并逐步調(diào)整。這對于理順煤電價格形成機制，科學(xué)反映成本構(gòu)成，更好發(fā)揮煤電行業(yè)的基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性作用，助力我國電力和能源系統(tǒng)安全轉(zhuǎn)型具有重要意義。
意義重大 助力行業(yè)發(fā)展
首先要理解有效發(fā)電資源和有效發(fā)電容量的概念。
有效發(fā)電資源是指在高比例新能源發(fā)電系統(tǒng)中，因天氣等原因造成新能源發(fā)電出力不足情況下，能夠及時提供可靠發(fā)電能力的發(fā)電資源。在電力市場化和綠色轉(zhuǎn)型過程中，如何確保有效發(fā)電資源的充裕度是各經(jīng)濟體普遍面臨的一項挑戰(zhàn)。在儲能尚不能規(guī)模化、經(jīng)濟性、多場景應(yīng)用前，間歇性、波動性和“靠天吃飯”將會一直伴隨著新能源發(fā)電。即使當(dāng)前局部地區(qū)、個別場景已經(jīng)實現(xiàn)了100%風(fēng)光等新能源電力供應(yīng)，但這也只是人們在放棄了部分效率、經(jīng)濟效益和可靠性情況下與現(xiàn)有技術(shù)達成的“妥協(xié)”。
發(fā)電資源的有效性主要體現(xiàn)為裝機容量轉(zhuǎn)化為發(fā)電能力的程度。通常人們認(rèn)為，裝機容量代表了發(fā)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(fā)電能力比2016年增長了9.1億千瓦嗎？當(dāng)然不能。因為這9.1億千瓦的裝機增量中，風(fēng)光等新能源裝機占到了58%。由常識可知，需要考慮風(fēng)、光發(fā)電的時空特性。在一個空間跨度較大的地理范圍內(nèi)，同時刮風(fēng)或同時陽光普照的概率是較低的，更何況風(fēng)速有大小、光照有強弱。因此，各個新能源發(fā)電場站同時發(fā)電的概率很低，能提供的出力也是差異較大的。
有效發(fā)電容量是一個價值概念。發(fā)電容量的有效價值主要取決于發(fā)電與負(fù)荷時間特性的匹配程度，即發(fā)電能力是否可以很好地跟隨、滿足用電負(fù)荷的變化。用電負(fù)荷特性與經(jīng)濟社會活動、生活習(xí)慣等緊密相關(guān)，與風(fēng)光等新能源發(fā)電出力特性或預(yù)測情況幾乎沒有什么聯(lián)系，用電高峰與新能源發(fā)電出力大發(fā)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(fēng)光等新能源發(fā)電裝機并不能完全轉(zhuǎn)化為有效發(fā)電能力，新能源發(fā)電裝機對負(fù)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(tǒng)必須強調(diào)“源荷協(xié)同”的主要原因。相比而言，常規(guī)發(fā)電（特別是火電）可以實現(xiàn)“源隨荷動”，能夠提供有效的發(fā)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(fù)荷增長或短期需求變化。當(dāng)前采用較多的分時電價在一定程度上也是根據(jù)發(fā)電與負(fù)荷特性匹配程度確定的。
隨著電力系統(tǒng)綠色化、低碳化程度不斷提高，新能源和常規(guī)電源發(fā)電容量有效價值的差異日益凸顯，電力系統(tǒng)運行呈現(xiàn)出日益顯著的“量力分化”，進而使得電力市場呈現(xiàn)出價值多元化趨勢——電能量價值、調(diào)節(jié)價值、有效容量價值和環(huán)境價值。其中，三類價值都有相應(yīng)的市場機制（如中長期和現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場、綠電交易市場和碳交易市場等）實現(xiàn)價值變現(xiàn)，唯有有效容量價值還沒有大規(guī)模變現(xiàn)途徑（國內(nèi)僅有山東等個別地方出臺容量補償機制）。
經(jīng)過多年的電力市場化改革，特別是現(xiàn)貨市場長周期結(jié)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(fā)電大規(guī)模并網(wǎng)情況下，煤電企業(yè)盈利能力顯著下降。發(fā)電企業(yè)近年來出現(xiàn)虧損狀況，時至2023年，仍有部分發(fā)電企業(yè)處于整體虧損狀態(tài)，也影響了企業(yè)再投資能力和有效發(fā)電容量投資。造成這一現(xiàn)象的一個重要原因，是我國現(xiàn)階段的電力市場體系并未及時、真實體現(xiàn)發(fā)電容量價值，沒有提供與之緊密相關(guān)的固定成本回收渠道。長此以往，有效發(fā)電容量的短缺勢必影響高比例新能源電力系統(tǒng)的長期安全水平和短期應(yīng)急能力。
在此背景下，煤電容量電價機制是實現(xiàn)煤電項目成本（通常是固定成本）補償?shù)囊环N方式?！锻ㄖ吠ㄟ^調(diào)整煤電機組收入結(jié)構(gòu)（市場化電能量收入+固定發(fā)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(wěn)定煤電行業(yè)預(yù)期，改善煤電企業(yè)發(fā)電業(yè)務(wù)現(xiàn)金流和盈利能力。
回歸容量市場 用電成本影響不大
現(xiàn)階段，我國電力市場體系尚不完善，著眼中遠期發(fā)展，我國需要建立一個體現(xiàn)發(fā)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(yīng)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(jù)各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉(zhuǎn)型情況等因素，在2024~2025年，部分煤電功能轉(zhuǎn)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(fā)電利用小時數(shù)低且本地電網(wǎng)及其所在區(qū)域電網(wǎng)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(fā)電用煤運輸鏈最末端，煤價高企，煤電機組發(fā)電成本居高，造成較大經(jīng)營壓力。
此外，根據(jù)《通知》，此次煤電容量電價機制的受益方是合規(guī)在運的公用煤電機組，補償標(biāo)準(zhǔn)由政府主管部門制定，資金來源是工商業(yè)用戶，征收渠道是各地隨輸配電價收取的系統(tǒng)運行費用，電網(wǎng)企業(yè)執(zhí)行資金結(jié)算、達標(biāo)情況統(tǒng)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(guān)方。因此，工商業(yè)用戶終端電價將受到煤電容量電價機制的影響。
根據(jù)國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，工商業(yè)用戶全部進入電力市場。因此，工商業(yè)用戶電價將由電能量市場交易價格、系統(tǒng)運行費（包括輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量電費和煤電容量電費）、輸配電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、政府性基金及附加構(gòu)成。根據(jù)統(tǒng)計，工商業(yè)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(jù)2024年1月全國各省電網(wǎng)代購電價情況看，大多數(shù)地區(qū)工商業(yè)用戶煤電容量電費分?jǐn)傇?/span>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(yè)用戶的電價結(jié)構(gòu)產(chǎn)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(xiàn)也增加了用戶對終端電價的預(yù)測復(fù)雜性，對電價敏感企業(yè)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(xiàn)
一是實施容量電價機制，有助于提高整個系統(tǒng)的安全可靠運行水平。確保短期應(yīng)急與長期充裕本應(yīng)是所有類型電源都要承擔(dān)的責(zé)任，但是在高比例新能源發(fā)電系統(tǒng)中，隨著發(fā)電量更多被綠電替代，短期應(yīng)急與長期充裕的責(zé)任被更多地轉(zhuǎn)移給了發(fā)電量占比逐漸降低的常規(guī)電源。這是在電力綠色轉(zhuǎn)型過程中的“責(zé)任轉(zhuǎn)移”。容量電價機制有助于確保在發(fā)電量占比逐漸降低的情況下，為貢獻有效發(fā)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(tǒng)保留必要的有效發(fā)電容量，確保更好適應(yīng)高比例新能源電力系統(tǒng)所具有的間歇性、波動性，減少高比例新能源電力系統(tǒng)運行調(diào)控的復(fù)雜程度和難度，提高系統(tǒng)對新能源的消納能力。
三是實施容量電價機制，有助于相關(guān)發(fā)電企業(yè)統(tǒng)籌市場化收入與固定收入之間的關(guān)系，采用更加合理的策略參與現(xiàn)貨市場。這一點對于新能源發(fā)電大規(guī)模進入現(xiàn)貨市場背景下，高邊際成本的常規(guī)發(fā)電而言至關(guān)重要。這些電源可以通過市場價格預(yù)測，確定更具競爭力的量價策略，進一步提高現(xiàn)貨市場出清價格合理性，減弱電力現(xiàn)貨價格受新能源出力的影響程度，而更多由供需關(guān)系決定價格。
?。ㄗ髡呦挡┍娭呛?span style="color:#ffa500">（Agora）能源轉(zhuǎn)型論壇中國電力項目主任、中國可再生能源學(xué)會可再生能源發(fā)電并網(wǎng)專委會委員）
責(zé)任編輯：楊娜
