中國儲能網(wǎng)訊：11月10日，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》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）（以下簡稱“1501號文”），政策明確提出，對合規(guī)在運的公用煤電機組實施“容量+電量”的兩部制電價機制；在實施全國統(tǒng)一的用于計算容量電價的煤電機組固定成本標(biāo)準(zhǔn)（每年每千瓦330元）基礎(chǔ)上，結(jié)合各地電力清潔轉(zhuǎn)型的差異，采用差異化的各地容量電價具體水平又分類分檔；煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按照當(dāng)月用電量比例分?jǐn)偂Ｎ募€明確了對煤電機組容量電費考核。理解煤電容量電價機制政策，至少應(yīng)從以下幾方面出發(fā)。
對煤電容量電價機制驅(qū)動因素的理解
近年來，我國風(fēng)光新能源發(fā)電快速發(fā)展。與2015年相比，風(fēng)光新能源2022年發(fā)電量占比從4%增長到14%，發(fā)電裝機占比從11%增長到30%。2022年新增發(fā)電量和新增發(fā)電裝機中，風(fēng)光新能源占比分別達(dá)到了70%和66%。新能源發(fā)電是間歇性、變動性電源，在提供保障系統(tǒng)發(fā)電充裕性（即有效容量）方面作用非常有限，因此，需要其他電源提供系統(tǒng)發(fā)電充裕性和足夠的調(diào)節(jié)能力。在我國，現(xiàn)階段只有煤電才能滿足新能源如此快速發(fā)展和大規(guī)模接網(wǎng)需要，在用電高峰或大面積新能源發(fā)電出力減少時段提供頂峰出力。煤電這種保障系統(tǒng)發(fā)電充裕性的價值需要通過某種途徑得以貨幣化體現(xiàn)。
采用單一的電量電價，僅僅靠發(fā)電量一條成本回收途徑，不能體現(xiàn)煤電保障發(fā)電充裕性的價值。因為后者的作用是“為系統(tǒng)運行提供安全感和可靠性”，這不是用電量的多少可以衡量的。
新能源發(fā)電在技術(shù)創(chuàng)新、資本加持和社會導(dǎo)向的“三重”驅(qū)動下，在發(fā)電量、裝機上逐漸實現(xiàn)對傳統(tǒng)發(fā)電的替代，但是在確保系統(tǒng)發(fā)電充裕性（即確保有效容量）方面，就顯得力不從心了。新能源發(fā)展規(guī)模越大、發(fā)展越快，電力系統(tǒng)對有效容量的需求也越高，有效容量的價值也越高。
在新能源發(fā)電占比逐漸提高的趨勢下，電量價值“一家獨大”的局面逐漸被電能量價值、調(diào)節(jié)價值、有效容量價值和環(huán)境價值“四個支柱”所取代。這四個價值中，電能量價值可以通過電力中長期或現(xiàn)貨市場得以實現(xiàn)貨幣化，調(diào)節(jié)價值可以通過輔助服務(wù)市場得以貨幣化實現(xiàn)，環(huán)境價值可以通過綠電、綠證，甚至碳市場得以貨幣化實現(xiàn)，但僅有容量價值尚未實現(xiàn)貨幣化體現(xiàn)，這也遏制了有效容量提供商的投資積極性。
因此，非常有必要建立分類電源的有效容量價值的貨幣化體現(xiàn)途徑，而煤電應(yīng)該是優(yōu)先選項。
對煤電容量電價機制出臺時機的理解
如何實現(xiàn)有效容量價值貨幣化體現(xiàn)，不是新能源發(fā)電規(guī)?；l(fā)展才帶來的獨有問題。那為什么在當(dāng)前才出臺煤電容量電價機制？這可以從“三個確定性”和“一個不確定性”的角度分析。
“第一個確定性”——煤電仍然將在未來一個較長時期承擔(dān)著穩(wěn)價和保供的重要作用，其他電源還很難替代。一是煤電對全社會用電成本影響大。長期以來，煤電是我國電能的主體來源。從2015年到2022年，我國煤電裝機占比從59%降低到44%，但煤電發(fā)電量占比僅從68%降低到58%。在此背景下，煤電價格的變化將對下游用戶，乃至我國經(jīng)濟社會用電成本影響巨大。二是煤電企業(yè)仍是我國應(yīng)急保供的電源責(zé)任主體。我國煤電央企國企占比高，發(fā)揮著重要作用。在“兜底”保障、應(yīng)急任務(wù)方面，煤電企業(yè)要投入大量資金和資源，煤電企業(yè)營收和經(jīng)濟效益容易受到非市場化任務(wù)影響?？梢?，煤電行業(yè)整體的發(fā)展和經(jīng)營情況直接關(guān)系到生產(chǎn)生活的方方面面，也直接關(guān)系到新能源發(fā)電能否實現(xiàn)安全、可靠、有序的替代。這個過程肯定不止十年、二十年。
“第二個確定性”——上游煤炭價格仍將在較長時期內(nèi)對煤電的發(fā)電成本產(chǎn)生重要影響。煤電發(fā)電成本中燃料成本占比高，與上游煤炭市場和價格呈現(xiàn)強關(guān)聯(lián)性。通常，煤電發(fā)電成本中燃料成本占比超過70%。某種意義上說，上游煤炭價格在很大程度上決定了煤電發(fā)電成本和企業(yè)盈利能力。這也是煤電行業(yè)成本“脆弱性”的具體體現(xiàn)。高煤價對煤電行業(yè)的影響在2021年下半年體現(xiàn)得非常明顯?！?439號”文將煤電發(fā)電量全部放入市場，并將煤電市場交易電價上下浮動范圍擴大到基準(zhǔn)價的20%，但在上游煤價變化面前，有時又顯得力道不夠。破解煤炭價格與煤電成本高關(guān)聯(lián)性困境，將是一個長期、復(fù)雜的過程。
“第三個確定性”——高比例新能源電力系統(tǒng)將呈現(xiàn)“量力分化、供需協(xié)同”，系統(tǒng)對高比例新能源發(fā)電的消納成本將呈現(xiàn)增加的趨勢。高比例新能源電力系統(tǒng)需要從電力平衡、電量平衡、應(yīng)急備用等多方面，投入更多的資源，系統(tǒng)運行與氣象條件、調(diào)節(jié)平衡和應(yīng)急資源手段緊密相關(guān)。這不僅需要對電力系統(tǒng)的物理基礎(chǔ)設(shè)施進行大規(guī)模改造、升級，還需要投入大量資源在系統(tǒng)數(shù)字化、智能化建設(shè)上，提高整個系統(tǒng)的“可觀、可測、可控”水平，提高電力系統(tǒng)的時空平衡能力。這些都需要大量投資，相關(guān)成本包括：接入系統(tǒng)成本、電網(wǎng)改擴新建成本、運行平衡成本和容量充裕性成本等。這些成本投入都是為了一個共同目標(biāo)——更多地消納新能源發(fā)電，構(gòu)成了新能源消納成本。與發(fā)電成本相比，新能源消納成本往往被人們所忽視，將其置于新能源開發(fā)利用總成本之外。隨著電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展，運行平衡成本可以通過輔助服務(wù)市場回收，接入系統(tǒng)和電網(wǎng)改擴新建成本經(jīng)過一定的監(jiān)審、定價過程后可以通過輸配電價回收，而容量充裕性成本尚未建立合適的回收渠道（盡管在山東等地出臺了容量補償機制）。隨著高比例新能源電力系統(tǒng)峰谷差被進一步拉大，有效容量的價值更加凸顯，如何實現(xiàn)其價值的貨幣回收將是一個重大、現(xiàn)實問題。
“一個不確定性”——電力供需對現(xiàn)貨市場煤電上網(wǎng)電價的影響，以及新能源發(fā)電進入電力市場都將給電能量價格水平帶來不確定性。第一，高邊際成本的煤電與幾乎零邊際成本的新能源發(fā)電同臺競爭，本身就已處于“下風(fēng)”，而且新能源發(fā)電在電力現(xiàn)貨市場中處于優(yōu)先調(diào)度地位，在風(fēng)光發(fā)電大發(fā)的小負(fù)荷時段，煤電機組還要考慮到啟停成本等問題，只能“硬扛”低電價，甚至零電價、負(fù)電價。第二，電力供需情況是電力現(xiàn)貨出清價格的關(guān)鍵影響因素之一，現(xiàn)貨價格水平直接影響發(fā)電企業(yè)的收入。盡管現(xiàn)貨市場電量交易規(guī)模占比低，但是電力現(xiàn)貨價格水平對于形成電力中長期協(xié)議價格卻有著重要參考作用。第三，電力現(xiàn)貨市場下，給檢修期間的發(fā)電機組是否分配中長期合約電量，也會給機組帶來收益上的不確定性，這取決于中長期價格與現(xiàn)貨價格的關(guān)系。第四，當(dāng)前我國各地電力現(xiàn)貨市場還處于建設(shè)期、完善期，各地規(guī)則差異較大，包括最高和最低限價、現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)市場銜接、現(xiàn)貨市場與中長期市場的銜接、省內(nèi)與省間現(xiàn)貨市場的銜接、儲能和新能源發(fā)電參與電力現(xiàn)貨市場等，都會對電能量價格產(chǎn)生不確定性。因此，電力現(xiàn)貨市場中，電能量價格的特點就是“充滿不確定性”，給電力市場中的發(fā)電企業(yè)帶來新課題。
這“三個確定性和一個不確定性”對煤電行業(yè)現(xiàn)有的經(jīng)濟性分析、財務(wù)分析模型帶來了深刻沖擊，給煤電項目投資回報帶來更多的“不確定性”，例如，每年保供任務(wù)的不確定性、煤炭價格水平的不確定性、中長期和現(xiàn)貨市場電價水平的不確定性等。為了與新能源發(fā)電間歇性、變動性相匹配，確保電力系統(tǒng)的發(fā)電充裕性，保證一定規(guī)模的有效容量，保留一定規(guī)模的煤電是必要的。即使在碳中和之后，中國的電力系統(tǒng)也還需要一定的煤電機組承擔(dān)平衡和保障充裕性的作用，中國的降煤增綠需要一個過程。近年來，我國煤電投資已經(jīng)呈現(xiàn)快速降低趨勢，盡管又有一些火電項目在近期獲批，但是，以存量為主的煤電發(fā)展新格局已經(jīng)形成。
下圖給出了過去十年我國電源投資結(jié)構(gòu)的變化情況。由圖所示可見，2012~2022年，我國火電投資占比從27%降低到12%，而風(fēng)光新能源發(fā)電投資占比從19%增長到65%。可見新能源發(fā)電投資持續(xù)較快增長是我國電源投資增長的主要驅(qū)動力。必須發(fā)揮好存量煤電的作用，確保其適應(yīng)向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型的新形勢，支撐電力綠色轉(zhuǎn)型，因此，此次煤電容量電價機制的出臺主要是為了解決存量煤電項目的財務(wù)生存能力和加快轉(zhuǎn)型之間的矛盾，而不是為了未來吸引更多火電項目投資的。
煤電容量電價實施的三點建議
一是重視建立計算容量電價的煤電機組固定成本標(biāo)準(zhǔn)的評價體系和滾動修訂機制，確保容量電價標(biāo)準(zhǔn)能更好反映煤電行業(yè)的經(jīng)營和盈虧情況。“1501號文”明確規(guī)定，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。這里面的關(guān)鍵詞是“一定比例固定成本”。如何界定煤電項目的固定成本，將是一個關(guān)鍵問題。煤電項目的固定成本主要包括折舊費、攤銷費、工資或薪酬（不含計件工資）、借款利息、修理費和其他費用等。而根據(jù)煤電機組固定成本標(biāo)準(zhǔn)計算得到的煤電容量電價，成為系統(tǒng)運行費的一部分，按用電量由工商業(yè)用戶分?jǐn)傊Ц?，因此，煤電機組固定成本標(biāo)準(zhǔn)與重大公共利益緊密相關(guān)，應(yīng)該將其置于公眾視野之內(nèi)，在標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一、規(guī)則透明、第三方評估的基礎(chǔ)上形成并滾動修訂，向社會公布。重點是對燃煤發(fā)電項目與容量電價計算相關(guān)參數(shù)的確定，包括相關(guān)固定資產(chǎn)范圍、折舊年限和方法、人員工資水平、各類修理費和攤銷費比例、長期和中短期借款細(xì)分等。
二是重視建立煤電功能轉(zhuǎn)型程度相關(guān)評價體系，確保煤電容量電價機制實施能與煤電功能轉(zhuǎn)型相匹配。“1501號文”提出，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，充分體現(xiàn)煤電對電力系統(tǒng)的支撐調(diào)節(jié)價值，確保煤電行業(yè)持續(xù)健康運行，并規(guī)定分地區(qū)差異化煤電容量電價。煤電功能轉(zhuǎn)型及其相關(guān)評價標(biāo)準(zhǔn)，是一個核心指標(biāo)，直接涉及到一個地區(qū)煤電容量電價水平。對于該指標(biāo)，僅僅采用發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)的變化是沒有說服力的，因為，2022年與2016年相比，在全國發(fā)電設(shè)備平均利用小時數(shù)下降3%情況下，我國煤電設(shè)備利用小時數(shù)還增長了7.4個百分點。建議加強和完善對煤電功能轉(zhuǎn)型評價指標(biāo)體系的相關(guān)研究，建立一套可計算、可量化、可校核的計算方法與評價模型，確保各地區(qū)煤電容量電價標(biāo)準(zhǔn)更符合本地電力綠色紙?zhí)嫁D(zhuǎn)型的實際情況。
三是重視建立煤電容量電價對工商業(yè)用戶電價影響程度的評價體系，確保在工商業(yè)用戶電價承受范圍內(nèi)進行煤電容量電費分?jǐn)偂?/strong>“1501號文”規(guī)定，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(dāng)月用電量比例分?jǐn)偅呻娋W(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布、滾動清算。各地工商業(yè)用電量規(guī)模有差異，合規(guī)煤電裝機規(guī)模亦有差異。文件附件給出的高比例省份包括河南、湖南、四川、云南、重慶、青海、廣西，大部分為中部和西南部省份，除了河南外，其余省份火電（主要是煤電）裝機容量較小，給當(dāng)?shù)毓ど虡I(yè)用戶電價帶來的影響相對較小。對于煤電大省的煤電容量電價機制實施情況，更應(yīng)該關(guān)注對當(dāng)?shù)毓ど虡I(yè)用戶電價的影響評估，適時調(diào)整比例系數(shù)，確保電力綠色低碳轉(zhuǎn)型與經(jīng)濟社會發(fā)展相協(xié)調(diào)。
