中國儲能網訊：近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號，以下簡稱《通知》），自2024年1月1日起正式實行煤電容量電價機制。自此，煤電成為繼抽蓄、氣電后，又一全面實行容量電價的電源主體。在煤電兩部制電價機制下，電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映市場供需和燃料成本變化；容量電價實現(xiàn)一定比例固定成本回收，以此促進煤電行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。
對建立煤電容量電價機制意義的認識
建立煤電容量電價機制有利于推動煤電轉變經營模式，充分發(fā)揮支撐調節(jié)作用
近年來，我國新能源發(fā)展成就舉世矚目。2022年全國風電、光伏發(fā)電新增裝機1.2億千瓦，連續(xù)三年突破1億千瓦，今年前三季度新增裝機高達1.6億千瓦，再創(chuàng)歷史新高。截至今年上半年，新能源裝機占全國總裝機已近32%。新能源的開發(fā)利用為全球能源從資源依賴向技術依賴轉移開辟了新途徑。與此同時，高比例新能源接入、大規(guī)模電力電子設備應用，使得系統(tǒng)特性更加復雜，電力電量平衡、頻率調節(jié)、電壓支撐等問題逐漸凸顯。在近兩年電力保供的關鍵時刻，煤電充分發(fā)揮保障電力安全穩(wěn)定供應的“頂梁柱”和“壓艙石”作用，以不足50%的裝機占比，提供了全國60%的電量，支撐超七成的電網高峰負荷，承擔超八成的供熱任務。隨著新型電力系統(tǒng)建設推進，新能源或將逐漸替代傳統(tǒng)煤電成為主要的電量供應主體，但同時新能源發(fā)展與電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的矛盾加劇，系統(tǒng)對調節(jié)資源的需求愈發(fā)迫切。
在當前的技術條件和裝機結構下，煤電依然是最為經濟可行、安全可靠的靈活調節(jié)資源。此外，我國以煤為主的資源稟賦，也決定了煤電在相當長時期內仍將承擔保障能源電力安全的重要作用。因此，建立煤電容量電價機制，依托容量電價保障其一定比例固定成本回收，從而推動傳統(tǒng)煤電轉變盈利模式，有助于煤電“輕裝上陣”，將其在電力系統(tǒng)中的角色逐步轉向調頻、備用、容量服務提供者，進而更好地保障電力安全穩(wěn)定供應，有力促進新能源消納發(fā)展和能源綠色低碳轉型。
建立煤電容量電價機制有利于提升發(fā)電容量長期充裕性，持續(xù)穩(wěn)定現(xiàn)貨市場價格
今年10月，《關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）對各地現(xiàn)貨市場建設進度做出了明確的時間要求，全國范圍內現(xiàn)貨市場建設工作正在加快推進。當前，電力現(xiàn)貨市場中的基本定價理論主要是邊際成本定價理論，可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。但這一定價模式也往往會使得決定現(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，非邊際機組的固定成本回收程度也存在較大的不確定性。為此，煤電機組被迫采用策略性報價，通過最大化收益實現(xiàn)變動和固定成本回收。此外，現(xiàn)貨市場計算出清價格通常采用的安全約束機組組合或安全約束經濟調度等短期運行優(yōu)化模型，未能充分考慮電能生產、消費的時間連續(xù)性，以及同一時段不同類型發(fā)電機組在負荷曲線上所處的位置，沒有區(qū)分基荷、腰荷和峰荷機組差別明顯的技術特征及價值。所以，僅僅依賴現(xiàn)貨市場這一相對“短視”的定價機制形成的價格信號，通常難以滿足電源投資激勵的需要，無法保證發(fā)電容量的充裕性。因此，在建立電力現(xiàn)貨市場的過程中，大多數(shù)國家和地區(qū)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。
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，而容量電價機制則是現(xiàn)貨市場的重要“補丁”，對穩(wěn)定現(xiàn)貨價格、保障電力長期供給安全具有重大意義。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。煤電容量電價機制正是適合國內電力市場現(xiàn)狀的容量成本回收機制，可在保證存量機組合理裝機水平的同時，引導發(fā)電企業(yè)投資建設新機組，從而保障發(fā)電容量的充裕度和電力系統(tǒng)的可靠性，對促進電力系統(tǒng)的長期供應均衡，穩(wěn)定中長期市場價格預期，減少現(xiàn)貨市場煤電機組策略性報價，推動現(xiàn)貨市場價格相對平穩(wěn)具有重要意義。
對煤電容量電價政策內容的認識
合理確定容量電價政策實施范圍，精準發(fā)力以解靈活調節(jié)能力需求的“燃眉之急”
根據(jù)《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，預計“十四五”新增新能源裝機超4億千瓦。由于新能源出力的隨機性和波動性，電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行對靈活性調節(jié)資源的需求與日俱增。電源側提升靈活性主要通過新建抽水蓄能電站、調峰燃氣電站、儲能以及改造存量火電機組。相比抽水蓄能、儲能電站，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約在500元-1500元之間，經濟性明顯占優(yōu)，且改造時間短、見效快。但自“十三五”提出“到2025年靈活調節(jié)電源占比達到24%左右”的目標以來，煤電靈活性改造實際進度卻始終低于預期（目前不足目標的一半）。究其原因，一方面是煤電企業(yè)近幾年經營情況每況愈下，實施技術改造心有余而力不足；另一方面，缺乏實施技術改造的激勵機制，此前相應改造成本和機會成本主要通過參與輔助服務市場回收，存在未被調用則無相應收入等風險。
《通知》明確“煤電容量電價機制適用于合規(guī)在運的公用煤電機組。燃煤自備電廠、不符合國家規(guī)劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環(huán)保和靈活調節(jié)能力等要求的煤電機組，不執(zhí)行容量電價機制”，將有效引導、激發(fā)煤電企業(yè)開展節(jié)能環(huán)保和靈活性改造的投資熱情，使煤電容量電價機制成為煤電實施技術改造的“回本利器”和“推進器”。從而以最小的成本，在短時間內快速提升電力系統(tǒng)的靈活調節(jié)能力，保障電力平穩(wěn)運行，促進可再生能源發(fā)展。
分階段、差異化容量補償標準，因地制宜促進政策平穩(wěn)實施
從全國來看，各地因資源條件等因素影響，可再生能源發(fā)展情況、煤電機組發(fā)電利用小時等差異較大，所屬煤電機組功能轉型進度不一。四川、云南、青海等地，可再生能源發(fā)電量占比已超過80%，相比其他地區(qū)更為迫切需要加大投資靈活調節(jié)能力的引導和激勵力度，以保障其電力系統(tǒng)長期安全穩(wěn)定運行。此外，當前我國的風光新能源裝機已經接近9億千瓦，未來十年大概率會保持每年1億千瓦的裝機增速。在引導煤電機組功能向調節(jié)電源轉型的過程中，煤電機組發(fā)電利用小時將隨著新能源發(fā)電量滲透率增大而持續(xù)下降。
《通知》采用“定價機制統(tǒng)一化、補償標準差異化”的原則確定容量電價水平，明確“煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定”，“通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉型情況等因素確定，2024~2025年多數(shù)地方為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當提高至50%左右；2026年起，將各地通過容量電價回收的固定成本的比例提升至不低于50%”（云南等地可進一步提升至70%）。結合近兩年的相關數(shù)據(jù)，據(jù)此測算，預計湖北的煤電機組容量電價折合度電約為0.02元，煤電功能轉型較快的云南約為0.05元/千瓦時。差異化的容量補償標準有利于兼顧各地實際情況和電力系統(tǒng)需要，避免“一刀切”的施政弊端。同時，分階段確定通過容量電價回收的固定成本比例并穩(wěn)步提升該比例，有助于靈活調節(jié)資源投資預期和各階段用戶側整體用電價格水平保持穩(wěn)定，促進政策機制平穩(wěn)落地。
圖1 2022年各地可再生能源發(fā)電量占比
圖2 2022年各地火電發(fā)電利用小時數(shù)
容量電費分攤充分體現(xiàn)“誰受益、誰承擔”，合理疏導有利于理順電力商品價格機制
根據(jù)提供的服務類型，電力商品一般具有電量、平衡、調節(jié)和可靠性四種屬性。構建電能量市場實現(xiàn)電量和平衡服務價值、輔助服務市場體現(xiàn)調節(jié)功能價值、容量市場決定可靠性價值的相對完整市場體系，將是電力市場化改革的方向和必然趨勢。其中，容量電價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，與輸配電價中的容量電價一樣，好比用戶全過程用電可靠性的“保險”，以備用戶不時之需。因此，理應由用戶側承擔相應費用。《通知》明確“各地煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤”，同時根據(jù)跨省跨區(qū)外送煤電機組的送電類型和調管關系，細化送、受端對容量電費的分攤機制，充分體現(xiàn)“誰受益、誰承擔”原則，從而進一步理順煤電機組固定成本疏導機制，推動跨省跨區(qū)送電健康持續(xù)發(fā)展。
此外，煤電容量電費向用戶疏導并不一定會推高用戶用電成本。理由有二：一是我國仍以燃煤發(fā)電為主，給予煤電容量補償后，此前需考慮固定成本回收的電能量中長期市場價格將更主要反映燃料成本，并在現(xiàn)貨市場減少策略性報價。據(jù)悉，主要發(fā)電集團對獲得容量補償后適當調整煤電中長期合約價格已普遍形成共識。預計2024年煤電中長期交易價格在電煤價格相對穩(wěn)定的情況下將有所下調；二是煤電容量電價機制牽一發(fā)而動全身。傳統(tǒng)意義上各類電源的價格均以煤電為基準，煤電容量電價機制建立則把傳統(tǒng)的基準價進一步拆分，更有利于明確不同電源在電力系統(tǒng)中的權利和義務，也可避免其他電源“搭便車”，從而按照電源在電力系統(tǒng)中實際發(fā)揮的作用理順各類電源的價格機制。隨著系統(tǒng)對調節(jié)性能需求的提高，預計相應性能不足的電源市場價格將有所回落。
綜上所述，煤電容量電價機制的建立對煤電和整個電力市場都將發(fā)揮積極影響，有利于使煤電成為經營業(yè)績更加穩(wěn)定且更有保障的電源，有助于推動煤電向靈活保障性電源轉型，進而促進可再生能源消納發(fā)展，助力“碳中和”目標的實現(xiàn)。煤電容量電價機制已立，未來容量補償機制與現(xiàn)貨市場的銜接將進一步發(fā)揮其對煤電以及整體電力市場的積極作用，我國“電能量+輔助服務+容量”這一相對完善的市場體系呼之欲出。
