中國儲能網(wǎng)訊：近日，為加快新型電力系統(tǒng)建設(shè)，保障電力供應(yīng)安全，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（下文簡稱《通知》），決定自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。
我國新能源發(fā)展成效顯著，規(guī)模不斷擴大，隨之而來對電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力提出了更高要求，輔助服務(wù)市場建設(shè)勢在必行。煤電從基荷電源向調(diào)峰電源轉(zhuǎn)型，是電力輔助服務(wù)的重要組成部分，對提高可再生能源電力消納水平至關(guān)重要，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵之一。
《通知》出臺解決的核心問題是什么？
近年來，我國煤電行業(yè)處于持續(xù)虧損狀態(tài)，面臨利用率下降與原材料價格高企的雙重壓力，許多燃煤發(fā)電企業(yè)陷入“發(fā)一度電虧一度電”的窘境。據(jù)統(tǒng)計，隨著2015年以來新能源占比不斷提高，煤電利用小時數(shù)明顯下降，已由5000小時以上降低至4300小時，降幅高達14%。2021年以來全球能源價格大幅上漲，目前燃煤國際期貨現(xiàn)價122.5美元每噸，2022年價格甚至達到峰值457.8美元每噸，而2020年中僅50-60美元每噸，煤電企業(yè)壓力可想而知。據(jù)媒體報道，今年上半年，國內(nèi)主要燃煤發(fā)電集團虧損超過100億元，虧損面達50.6%。
關(guān)于煤電電價機制，我國長期實行單一制電價，即只有發(fā)電一個渠道回收成本。當(dāng)前我國正處于新型電力系統(tǒng)加速轉(zhuǎn)型期，終端電氣化不斷推進，全社會用電量不斷增加，新能源發(fā)電占比不斷提升，煤電作為重要調(diào)峰能源，必須增加發(fā)電機組，以滿足全社會最大負(fù)荷和合理備用需要。而燃煤發(fā)電讓位新能源，利用率逐年降低，能源價格高企不下，煤電企業(yè)僅憑發(fā)電難以回收成本，更不必說擴張容量。在此背景下，煤電電價機制改革刻不容緩，社會對煤電的需求與煤電發(fā)展面臨的困境之間產(chǎn)生的矛盾便是此次國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》所要解決的核心問題。
煤電容量電價機制是什么？
容量電價類似“手機月費”，依據(jù)火電企業(yè)發(fā)電機組最大容量以及產(chǎn)生的固定成本向下游用戶按比例征收費用，各地煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按月用電量比例分?jǐn)?。本質(zhì)上，容量電價機制是煤電為以新能源為主體能源的新型電力系統(tǒng)提供調(diào)峰輔助服務(wù)所獲得的補償收益，以填補利用率降低而虧損的成本。
在新型電力系統(tǒng)中，各電源被賦予了更明確的權(quán)利和義務(wù)?！缎滦碗娏ο到y(tǒng)藍皮書》中“三步走”發(fā)展路徑提出，當(dāng)前至2030年，“非化石能源發(fā)電快速發(fā)展，新能源逐步成為發(fā)電量增量主體”“煤電作為‘壓艙石’，向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型?！毙履茉窗l(fā)電具有間歇性與波動性的特征，這種不確定性是新能源應(yīng)用面臨的主要問題之一。隨著我國能源結(jié)構(gòu)中可再生能源占比的提高，其不確定性也將傳導(dǎo)至整個電力系統(tǒng)，為了維持整體電力體系的穩(wěn)定性，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和可靠供電，需要穩(wěn)定的能源作為補充性的“托底”，提供波峰波谷時段的調(diào)峰輔助服務(wù)，煤電便承擔(dān)了這一角色。多勞者多得，煤電自然獲得容量電價作為補償。
國網(wǎng)能源研究院張超稱，“容量電價是一個過渡性政策，未來隨著電力市場建設(shè)發(fā)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(fā)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(tǒng)發(fā)電容量長期充裕?！?
從國際上看，電力市場成熟國家也通常實行兩部制電價，通過容量電價、電量電價兩個途徑回收發(fā)電成本。這種機制更加符合我國當(dāng)下構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的需求，對實現(xiàn)煤電向兜底調(diào)峰能源轉(zhuǎn)型起到積極作用。
但也要注意，容量電價不是“鐵飯碗”，《通知》所明確的適用范圍很廣，但有嚴(yán)格的考核機制?！锻ㄖ诽岢?，燃煤發(fā)電無法按照調(diào)度指令(跨省區(qū)送電按合同約定)提供申報最大出力情況的，月內(nèi)發(fā)生兩次扣減當(dāng)月容量電費的10%，發(fā)生三次扣減50%，發(fā)生四次及以上扣減100%。對自然年內(nèi)月容量電費全部扣減累計發(fā)生三次的燃煤發(fā)電，取消其獲取容量電費的資格。
煤電容量電價對市場有何影響？
煤電行業(yè)迎來重大變革，有望結(jié)合PPP、REITs模式發(fā)展
煤電企業(yè)由于其盈利能不足，加之國際煤炭價格的沖擊，在資本市場中處于被冷落的地位。而隨著容量機制落地，煤電企業(yè)盈利有了保障，將極大改善煤電資產(chǎn)在資本市場的地位?！锻ㄖ诽岢?，煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，為每年每千瓦330元，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(zhuǎn)型情況等因素確定，2024～2025年多數(shù)地方為30%左右，2026年起各地通過容量電價回收固定成本的比例不低于50%。據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，截至2023年9月，全國火電裝機在13.7億千瓦左右，簡單測算，容量電價補償按30%計算可達1356.3億元，按50%可達2260.5億，2022年全國煤電企業(yè)因為輔助服務(wù)獲得補償收益約320億元，容量電價補償規(guī)?？蛇_此前4倍。
此外，煤電相關(guān)項目模式成熟，容量電價機制又提供了穩(wěn)定收益保障，待相關(guān)支持政策出臺后，有望通過PPP項目、公募REITs項目等形式實現(xiàn)資產(chǎn)證券化，引入社會資本參與，推動行業(yè)合理發(fā)展。
電力市場化改革不斷深化，長期看利好工商業(yè)
在傳統(tǒng)定價方式中，各類電源價格都以煤電“基準(zhǔn)價”為參照?！锻ㄖ诽岢?，“電量電價通過市場化方式形成，容量電價水平根據(jù)煤電轉(zhuǎn)型進度等實際情況逐步調(diào)整?！币馕吨弘婋妰r通過容量電價機制實現(xiàn)了拆分細(xì)化。煤電通過容量電價回收成本，電量電價參與電力市場競爭，可以發(fā)揮電力市場配置資源的作用，引導(dǎo)市場形成更為準(zhǔn)確、有效的電能量價格，打破過去“以煤為錨”的格局。同時隨著火電調(diào)峰服務(wù)參與市場，降低了新能源電源進入市場的成本，有利于新能源高比例參與市場交易，帶動電力市場整體交易電價下降，對分?jǐn)傎M用的工商業(yè)長期利好。在當(dāng)前時點推出容量電價，市場煤價自高位已經(jīng)有明顯回落，短期來看對導(dǎo)致工商業(yè)電價影響也相對有限。
煤電容量電價如何與其他政策銜接？
《通知》內(nèi)提出多項與電力市場化改革、電力現(xiàn)貨市場、全國統(tǒng)一電力市場等政策相銜接的說法和措施。
——堅持市場化改革方向，加快推進電能量市場、容量市場、輔助服務(wù)市場等高效協(xié)同的電力市場體系建設(shè)。
——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。
——電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地方，研究建立適應(yīng)當(dāng)?shù)仉娏κ袌鲞\行情況的發(fā)電側(cè)容量電價機制。
《通知》明確堅持市場話改革方向，定位于推動電力市場系統(tǒng)體系建設(shè)，在煤電容量電價水平、定價方式、退出方式等方面與電力市場化改革相銜接。《通知》提出將容量作為公共性產(chǎn)品，納入系統(tǒng)運行費用，由用戶側(cè)支付費用，摒棄了部分地區(qū)采用的由新能源承擔(dān)轉(zhuǎn)型費用的電源側(cè)代償機制，構(gòu)建了由全社會承擔(dān)轉(zhuǎn)型成本的可持續(xù)市場機制。
《通知》明確容量機制與電力現(xiàn)貨市場建設(shè)相銜接，鼓勵現(xiàn)貨實際運行地區(qū)在《通知》提出的基礎(chǔ)上，探索適應(yīng)當(dāng)?shù)厥袌龌陌l(fā)電側(cè)容量電價機制。此前在《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》也提出過，在現(xiàn)貨市場內(nèi)推動調(diào)峰服務(wù)，新能源比例較高的地區(qū)可探索引入爬坡等新型輔助服務(wù)，《通知》也在此基礎(chǔ)上做出進一步落實。
