中國儲能網訊：國家發(fā)改委、國家能源局近期下發(fā)了《關于建立煤電容量電價機制的通知》，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。文件明確，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元，但考慮到各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉型情況等因素，具體的比例與推進速度，各省市有所不同；文件規(guī)定，自2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。在隨后的答記者問環(huán)節(jié)，國家發(fā)展改革委有關負責同志就建立煤電容量電價機制的現(xiàn)實原因、具體內容、計算基數(shù)以及對終端用電成本影響等幾個方面回答了記者的提問。該負責同志肯定了“煤電是我國最重要、成本較低的支撐調節(jié)電源”，明確了“現(xiàn)行單一電量電價機制不能充分體現(xiàn)煤電的支撐調節(jié)價值”，指出了“通過單一電量電價難以完全回收成本，近年來出現(xiàn)行業(yè)預期不穩(wěn)等現(xiàn)象”這一現(xiàn)實的問題，并表示，“建立煤電容量電價機制、通過容量電價回收部分或全部固定成本，從而穩(wěn)定煤電行業(yè)預期，是保障電力系統(tǒng)安全運行，為承載更大規(guī)模的新能源提供有力支撐，更好促進能源綠色低碳轉型的必然要求”。
一石激起千層浪。近段時間以來，國內電力行業(yè)、尤其是煤電行業(yè)對建立煤電容量電價機制這件事，討論得很熱烈，主流輿論比較認可這一政策，主要觀點與國家發(fā)展改革委有關負責同志答記者問時的說法基本一致。在對該政策后續(xù)影響推測方面，較多的觀點是：在煤電調節(jié)要求方面，在煤電容量電價機制啟動后，煤電機組調節(jié)深度與速度要求會更高；在“兩個細則”方面，部分輔助服務產品的界定、補償標準等可能需要相應調整；在新能源方面，新能源下限設為負電價是趨勢，但它會通過增加交易量獲取更多利潤；電價政策方面，“基準價+上下浮動”的電價政策會調整；在電力市場方面，電量競爭可能加劇，現(xiàn)貨市場報價策略可能更加激進，會帶動電量價格下行。
實際上，煤電容量電價機制，受影響最大、最直接的還是煤電行業(yè)本身。一位不愿意透露姓名的國有新建大型燃煤發(fā)電廠總工程師認為，煤電容量電價機制，對煤電的影響主要是負面的，它會導致煤電上網電價走低，大幅度降低發(fā)電行情好時燃煤電廠的利潤，過度的調節(jié)也會加速煤電機組的設備損耗，導致設備維護費用的快速上升，長期看來，煤電機組會得不償失；但也有一位運行多年的燃煤發(fā)電廠的負責人對煤電容量電價機制表示歡迎，他認為該機制穩(wěn)定了煤電機組的發(fā)展預期，可促進老舊煤電機組加快升級改造，提升市場競爭力。
毫無疑問，煤電容量電價機制的建立，是中國煤電發(fā)展史上的一個里程碑，從某種程度上說，這也是國家層面審時度勢，決定要推行的一項長久政策，全國一盤棋，各省市都要行動起來。目前，在加快構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)形勢下，煤電的地位已發(fā)生巨大變化，已由傳統(tǒng)的電力、電量主體電源轉向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源；目前的電價政策已與其地位不相適應，煤電的經營發(fā)展模式要轉變，但這個轉變的內驅力不足，過程有點慢，國家層面要推動一下。另一方面，電網的調節(jié)能力已嚴重制約新能源的快速發(fā)展，電力系統(tǒng)安全裕度不斷被壓縮，煤電的調節(jié)作用發(fā)揮的還不夠，它在靈活性方面的能力，還需要進一步激發(fā)；激發(fā)的程度，短期靠補貼，中期靠政策，長期靠市場。我國電力市場建設已在穩(wěn)步推進，各省進展不一，中間偶有短暫停滯，但改革不走回頭路，電力市場建設目標雖遠必達。為此，煤電容量電價機制建設也要求國家、地方、電網與煤電企業(yè)各司其職，邊干邊看，適時調整，“穩(wěn)”字當頭，確保電價穩(wěn)定、行業(yè)穩(wěn)定、人員穩(wěn)定，輿論穩(wěn)定。
從世界范圍看，為煤電建立容量電價機制，也是發(fā)達國家的通行做法，是煤電行業(yè)發(fā)展的一個路徑；從我國的短期現(xiàn)實看，為煤電建立容量電價機制是新能源發(fā)展驅動的結果；從煤電行業(yè)自身看，它在煤價高企時，單純依靠電量電價，經常入不敷出，虧本保供，但它有能力低成本地做好電力系統(tǒng)的靈活調節(jié)服務。此次煤電容量電價政策推出后，煤電機組今后會更強調要“頂?shù)蒙希{得下，時刻備用，經得起折騰”。
審慎申報機組最大出力
《關于建立煤電容量電價機制的通知》反復強調機組的最大出力，要按月報送、嚴格考核，并給出了詳細的考核規(guī)則。機組最大出力的認定，是一項技術性較強的工作，當它與煤電容量電費收入密切關聯(lián)后，其認定的準確性與公平性必定會受到更多方面的關注。
2012年前后，全國范圍內多臺大型煤電機組進行了綜合升級改造，增容提效是其中一項重要內容，國家能源局與財政部當時還專門發(fā)文，對測試方案、測試報告與測試單位進行了明確規(guī)定。2018年10月1日，國家標準《燃煤火電機組增容改造監(jiān)管規(guī)范》（GB∕T36045-2018）正式實施，燃煤火電機組增容改造工作得到進一步的規(guī)范。然而，由于全國各地在煤電機組增容激勵政策上有差異，使得即使在同一發(fā)電集團內部，不同省市的二級單位對煤電機組增容工作看法也不一致，有的單位認為，即使是低成本地推進大型煤電機組的增容工作，也是多此一舉，這直接導致同一型式機組在不同省市的銘牌出力可能會有5%的差異。
煤電容量電價機制運作以后，同一型式機組銘牌出力的差異，會直接導致其年收入有幾千萬元的差距，煤電機組增容后進者勢必會加快增容申請步伐，而已經完成增容的機組，也要時刻確保其對最大出力調度的響應，以此來證明其銘牌出力的真實性與機組的可靠性。
不可否認的是，在國家標準《燃煤火電機組增容改造監(jiān)管規(guī)范》實施之前完成增容容量認定的機組，由于當時認定條件較為寬松，這些年如果沒有實質性的提升改造，不少機組都很難達到其所認定的銘牌出力，尤其是在夏季高背壓或燃燒劣質煤等不利的情況下，更會如此。因此，此次煤電容量電價的實施，會讓今后煤電機組增容測試更嚴格，評審程序更規(guī)范，對試驗單位的要求也就更高；當然，也不排除最大出力申報時，調度機構只按機組原設計容量等級認定的可能，比如只認定為300兆瓦、600兆瓦、660兆瓦、1000兆瓦等，從而避免不必要的后期爭議，但這對付出實質性投資而獲得增容認定的機組并不公平。
煤電容量電價機制對機組最大出力的要求也很嚴格。按規(guī)定，最大出力說到要做到，月內發(fā)生兩次做不到，就要扣減當月容量電費的10%，發(fā)生三次扣減50%，發(fā)生四次及以上扣減100%，一年內有三個月被扣光的，就取消其容量電費資格。應該說，這個考核要求是相當高的，這就要求運行機組申報最大出力時，要量力而行，要結合自己機組下月實際情況，合理預測，據(jù)實申報，不能因小失大。當然，煤電企業(yè)自身也會采用更精細化的技術管理與考核手段，開發(fā)必要的機組出力預測軟件，進一步加大企業(yè)中電力市場部門與機組運行部門的聯(lián)系，使企業(yè)獲利最大化。
為了確保考核的及時性、有效性與公平性，電力調度部門預計會加強對機組申報的最大出力的在線測試，并允許日內申請調減機組最大出力，其申請出力調減的頻次與幅值，應會被折算到容量電價；同樣的道理，調度機構對機組非停的考核也會加強，原有的考核辦法可能會調整，非停的次數(shù)與時長也會直接與容量電價掛鉤，長遠來看，非停對煤電企業(yè)影響會更大更直接。不過，隨著容量電價的實施，煤電機組調停的次數(shù)也會大大增加，這也給其增加了諸多設備故障修復機會，在運機組的非停會因此而減少，可靠性有望再提升。
輔助服務考核要求或將進一步提高
煤電容量電價機制運行后，各方對煤電機組運行的靈活性要求會更高。此次《關于建立煤電容量電價機制的通知》中，并沒有明確機組的最小技術出力要求，只是較為籠統(tǒng)地說，“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”。關于能耗與環(huán)保的要求，不出意外的話，可以參考《國家能源局關于做好“十四五”期間煤電機組延壽工作的通知》（國能發(fā)電力[2022]41號）的要求，即大氣污染物排放符合國家最新環(huán)保要求、能耗要達到《常規(guī)燃煤發(fā)電機組單位產品能源消耗限額》（GB21258）等的最新要求。機組的最小技術出力要求方面，各省市會有差異，但預計多數(shù)省市會向京津唐電網、新疆電網對煤電機組的要求看齊，即改造后機組純凝運行出力下限不高于35%額定容量、測試時負荷下限至少連續(xù)運行6小時以上。
應該說，這個要求對煤電機組來說，不算太高，大多數(shù)機組略加改進即可以滿足要求，如果允許在最小出力時投運小油槍或等離子助燃，基本可以做到萬無一失。實際上，從國際經驗看，燃煤機組深調出力還可以做到更低，比如，德國煤電機組改造后最小出力為25%~30%額定容量，丹麥則低至15%~20%額定容量。因此，從長遠看，隨著我國煤電機組“三改聯(lián)動”工作的推進，在容量電價推出后，煤電機組的最小出力達到35%額定容量必是最基本的要求；長期看，部分機組最小出力會到20%額定容量，國內個別機組已經具備這個能力。
煤電機組的靈活性，還包括它的負荷調節(jié)速度。目前國內多地的“兩個細則”對煤電機組調節(jié)速率的基本要求是非深調負荷區(qū)間不低于每分鐘額定容量的1.5%，大多數(shù)機組都可以達到，不少機組在部分負荷段甚至可以達到每分鐘額定容量的3%。在煤電機組獲得容量電費后，作為電力輔助服務的唯一購買方，電網調度機構勢必會調高機組一次調頻、AGC與黑啟動等的要求，在新能源發(fā)電占比過高的地區(qū)或時段，調度機構也可能會要求煤電機組提供轉動慣量的輔助服務，以期望它為受到擾動的電網提供抑制頻率快速變化的正阻尼。
當然，在煤電容量電價推出后，“兩個細則”的考核要求會提高，調峰、調頻、爬坡等輔助服務的補償標準會改變，甚至會取消，但煤電企業(yè)不能因此拒絕提供輔助服務，相反地，輔助服務要做得更好。
重新衡量煤電機組經濟性與安全性
煤電容量電價機制正式運作，會對煤電企業(yè)看待機組運行經濟性與安全性的態(tài)度產生較大影響。具體來說，在單一電量電價時代，煤電企業(yè)靠提升機組運行經濟性、合理增加發(fā)電量、持續(xù)不斷地降本增效來提升企業(yè)整體效益，而在容量電價時代，煤電機組的可靠性會更受關注。機組頻繁地負荷調整、長期地低負荷掛網運行，使得原額定負荷時的設計煤耗已無太多實際意義，只要確保排放達標、調節(jié)靈活性滿足要求，相關單位及其煤電企業(yè)本身，在獲得容量電價享受資格后，對機組經濟性指標、尤其是額定負荷時的經濟指標會不再苛求。
在盡可能地消納風、光等清潔能源的大背景下，煤電企業(yè)也被要求有更大的節(jié)能觀，煤電機組的經濟性與靈活性，魚和熊掌難以兼得時，必然會舍棄機組的經濟性而提高靈活性。這一思路的轉變，對煤電行業(yè)帶來的影響是多方面的：
首先，“三改聯(lián)動”會加速推進，煤電企業(yè)不會再糾結于一時的改造入不敷出這一現(xiàn)實問題，為了全額獲得容量電費，現(xiàn)役煤電機組靈活性改造必會做到“應改盡改”；
其次，為獲得很少的煤耗降低而大幅度增加煤電機組熱力系統(tǒng)復雜性的創(chuàng)新型設計會減少，煤電企業(yè)自己會有一本明白的經濟賬本。復雜的系統(tǒng)設計，必然會導致運行靈活性與可靠性的降低，采用不成熟的設計，一旦有失誤，會給企業(yè)后期經營帶來難以承受之重，企業(yè)自己的技術選擇可能會舍新求穩(wěn)；
再次，新建與改造機組的設計裕量會增加，與后期最大出力達不到申報值而被考核的費用相比，增加設計裕量而上漲的設備采購費用顯得微不足道；為了確保最大出力不被考核，煤電配儲可能成為常態(tài)，先不說化學儲能本身將來極可能也可享受到容量電價的好處，就是利用化學儲能來提升煤電機組出力，關鍵時頂一頂，也可以減少被考核的損失；還有就是煤電調停的頻率會增加，快速啟停技術將倍受關注；機組頻繁啟停會給煤電企業(yè)帶來一定的經濟損失，但為了增加發(fā)電機會，過去部分煤電機組甚至會選擇負電價的方式堅持掛網運行，容量電價機組建立以后，煤電企業(yè)的啟停損失得到補償，頻繁啟停也顯得更加理所當然，快速啟停的要求也顯得不很過分，相關技術無疑會倍受青睞；
最后就是煤電機組檢修工期會縮短，新建煤電機組大干快上成為常態(tài)；容量電價按月申報與統(tǒng)計，新建機組投產次月即可享受到容量電價，這些無疑都在提醒煤電企業(yè)，時間就是金錢，時間就是效益，他們必定會盡可能地縮短檢修與調試時間，盡早將機組掛網運行，以期獲得最高的容量電費。
我們看到，近期國內有幾臺已停產多年的煤電機組宣布復產，說是新能源配套的需要，但這里面很難說沒有煤電容量電價因素的影響，估計還會有跟進者。設計壽命到期的機組面臨著拆除、延壽與應急備用的三種選擇，應急備用煤電機組的容量電價問題在這次文件中也有被提及，具體數(shù)額由各省市自定。對于300兆瓦等級及以上的大型煤電機組，國家的政策原則上是不拆除，要求進行延壽運行或轉為應急備用。
從目前個別省市的情況看，應急備用機組的收益來源于容量電價、電量電價與啟動補償，但總體上是虧本運作；對于延壽機組，因其設計壽命已到期，固定資產成本早應該攤銷完畢，它是否能夠享受容量電價政策以及可享受的力度，我們還要拭目以待，但如果完全不能享受，單純的靠電量電價，恐怕不能維持后期運行的需要，因為容量電價機組建立后，煤電機組電量電價預計會持續(xù)走低。
煤電“抽蓄化”或成為趨勢
如前所述，既然是經常需要深調運行，煤電機組的低負荷能耗較之高負荷能耗，理應更受關注。在當前階段，在功率與電量的調節(jié)方面都能與煤電機組相媲美的，只有抽水蓄能機組，抽水蓄能機組也因此被看成是目前最成熟、最實用的大規(guī)模儲能方式。
國家能源局發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》明確指出，到2025年，抽水蓄能投產總規(guī)模達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規(guī)模達到1.2億千瓦左右；到 2035 年，要培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業(yè)；為此，近兩年國內抽水蓄能機組建設明顯提速，單浙江一省，到2035年預計抽水蓄能裝機就會達到3400萬千瓦。抽水蓄能機組經營期一般設計為40年，期間資本金內部收益率一般按6.5%核定，它的收入主要來自其容量電費，占比95%左右。抽水蓄能機組綜合效率一般在75-80%之間，也就是常說的“抽四發(fā)三”，從這個角度講，如果煤電機組在最低出力時的能耗增加幅度小于抽水蓄能機組的損耗，那么使用煤電深調，就比使用抽蓄機組合算，更何況煤電機組深調改造的費用只有抽水蓄能機組建設費用的五分之一左右。
以1000兆瓦超超臨界煤電機組為例，經測算，20%額定負荷時，機組供電煤耗在367~-385克/千瓦時，從40%額定負荷降到20%額定負荷，機組供電煤耗上升約為46克/千瓦時，與額定負荷時供電煤耗285克/千瓦時相比，20%額定負荷時機組供電煤耗上升32%左右。從這個結果看，抽蓄調節(jié)與煤電深調兩者經濟性基本接近，在今后很長一段時期內，這一情況難以發(fā)生大的改變；為此，抽蓄與煤電兩者會齊頭并進，相互配合，共同支撐以新型電力系統(tǒng)的運行。煤電與抽蓄的容量電價均納入電網的系統(tǒng)運行費用，定位趨同；再加上容量電費與上網電價此消彼長，用戶也期待用電成本穩(wěn)中有降，從這個意義上說，煤電抽蓄化也是一種趨勢，容量電價機制建立以后，煤電企業(yè)大概率只能保本微利發(fā)展，想獲得超額利潤基本已再無可能。
11月16日，國務院國資委召開中央企業(yè)今冬明春保暖保供工作專題會，要求各中央企業(yè)要加強機組設備檢修、維護管理，確保機組頂峰發(fā)電時發(fā)得出、頂?shù)蒙?；要完善長效機制，因地制宜推動調峰電源建設，加大技術創(chuàng)新投入，加快構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。煤電容量電價政策出臺不是簡單地保煤電，而是增強煤電機組調節(jié)支撐能力，提升電力供應安全的保障能力，推動電力系統(tǒng)轉型發(fā)展。這一點才是煤電容量電價出臺真正的題中之義。
