中國儲能網訊：2023年11月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合出臺了《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》），旨在完善煤電價格機制，體現煤電對電力系統(tǒng)的支撐調節(jié)價值。《通知》首次對煤電這一主力電源品種的電能量價值和容量價值作出區(qū)分，有力推動構建多層次電力市場體系，引導煤電、新能源等市場參與者各展所長、各盡所能，全面優(yōu)化電力資源配置，提升整個電力系統(tǒng)的經濟性。
此前業(yè)內針對《通知》的相關討論已較多，但一般集中于容量電價機制自身及其對電力系統(tǒng)的影響，而對于現行容量電價機制在我國電力市場的應用情況、存在問題及未來容量市場的走向等問題，尚缺乏系統(tǒng)的探討。本文將在研究不同煤電容量機制及其對我國適用性的理論基礎上，結合相關實際案例，分析當前容量電價機制存在的不足，并對我國容量電價機制提出相關展望和建議。
容量電價機制
及其對我國的適應性分析
國際上電力市場對發(fā)電容量的補償存在多種方式，包括戰(zhàn)略備用機制、容量補償機制、稀缺電價機制、容量市場機制等。下表對不同發(fā)電容量補償機制的優(yōu)缺點進行了總結。
綜合表中情況可以看出，稀缺定價機制雖然在高度市場化、對電力資源響應性需求極高的單一能量市場中適用，但它可能帶來用戶成本的顯著增加，這與我國推行的居民用電普惠政策背道而馳。而容量市場機制在國外主要是為了響應容量需求而設立，適用于電能量市場化已經相對完善的地區(qū)，并且對于系統(tǒng)預測、市場管控等要求較高，而我國現階段主要目標更側重于回收火電投資成本，這與國外機制的目標存在較大差異。此外，部分技術條件在當前我國電力市場中尚未成熟，因此容量市場可以作為我國未來容量補償機制的發(fā)展方向。戰(zhàn)略備用機制的核心在于利用老舊火電機組在負荷高峰時段發(fā)電以滿足電力需求，但這與我國當前積極推動的“雙碳”政策目標不相符。容量市場補償機制在一定程度上能夠穩(wěn)定火電的退市步伐，確保電力供應與需求的平衡。鑒于我國當前正處于容量市場的起步階段，適用于這一過渡期的機制應為容量補償機制。目前，我國煤電容量電價機制是通過財務反算，以保證煤電基本收益為原則，形成類似標桿容量補償電價的機制。容量電價機制是最適合我國當前國情的一種方式，價格通過政府核定，避免了電能量價格的大幅波動，更容易被廣大用戶接受，降低了政策的實施難度；同時容量電價適用于電力市場的初期階段，這正與我國電力市場建設現狀相適應。因此，容量電價機制是與我國國情及市場設計兼容性最強、實施效率更高、風險和成本最低的一種機制，是實現統(tǒng)籌新型電力系統(tǒng)建設及確保穩(wěn)價保供目標的最合適方式，最有利于我國能源行業(yè)的長期穩(wěn)定運行。
當前煤電容量電價機制
面臨的問題
煤電容量補償機制執(zhí)行已半年有余，筆者對國內主要地區(qū)執(zhí)行現狀進行調研分析，發(fā)現當前煤電容量電價機制還存在以下問題：
一是未能覆蓋煤電全部成本。《通知》旨在建立兩部制電價分別回收煤電變動成本和固定成本，但容量補償部分未覆蓋全部容量，而是按全國統(tǒng)一標準的煤電機組固定成本的一定比例進行補償，最高為50%。未覆蓋全部成本容易導致以下問題：僅利好低成本機組；僅考慮容量，忽略其他因素如機組類型、服役年限等影響；忽略容量補償對煤電上網電價的影響。以國內某火電集團現階段財務測算為例，若按現行全國統(tǒng)一補償基準每年每千瓦330元執(zhí)行，該標準僅能覆蓋該公司煤電機組固定成本的70%（含財務費用）/80%（不含財務費用），而若按《通知》中約定的2024~2025年按30%即每年每千瓦100元測算（部分地區(qū)按50%比例計），則相應覆蓋比例則為21%/24%，實際執(zhí)行標準偏低。2026年以后，若實際執(zhí)行比例不低于50%，則相應覆蓋比例為35%/40%，煤電企業(yè)固定成本回收仍面臨較大挑戰(zhàn)。
二是同省“一刀切”，省間差異大。當前容量電價補償省內采取統(tǒng)一標準，忽視機組個體差異，難以體現公平性。而不同省份間，補償價格水平相差可高達20%；各省的電源結構以及火電與新能源比例關系差異較大，統(tǒng)一成本、固定比例的補償方式難以體現固定成本回收的合理性及多省電源結構的差異。
三是跨省跨區(qū)送電容量補償機制還需進一步明確。《通知》未明確跨省跨區(qū)送電容量補償方式和標準，僅提出送受雙方需在中長期合同中約定相關內容，導致跨省跨區(qū)煤電容量電費的補償及分攤機制還不夠明確。以我國某以火電為主的外送省份為例，華北、華東等地區(qū)對該省均有較高的購電需求，2023年全年該省火電外送交易規(guī)模高達493億千瓦時，在我國省間電力傳輸比例和規(guī)模日益增長的背景下，現行省間中長期交易中仍尚未明確容量補償費用、價格等計算方式或標準，給兩部制條件下省間電力交易的雙方帶來較大困擾，建立相關機制已迫在眉睫。
四是缺乏相關配套機制。相較于新型儲能已擁有配套容量市場機制并已開展局部試點，煤電容量電價補償制度缺乏類似支持措施。如山東、新疆等地已開始實行基于容量價值的新型儲能補償或減免機制，補償考慮其出力可靠性、持續(xù)時間、響應速率等要素，山東市場甚至豁免新型儲能深谷時段部分市場分攤費用。不同省份煤電的市場費用分攤制度各異，若建立并完善煤電容量價值的分攤機制，將有助于煤電成本回收，與現有的容量電價補償制度也更契合。
五是在實際執(zhí)行層面，不同省份存在一定差異。根據《國家發(fā)展改革委關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號）和《通知》相關要求，系統(tǒng)運行費單獨列支，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，由電網企業(yè)按月發(fā)布、滾動清算。部分省份公布的系統(tǒng)運行費里會列出相關明細（輔助服務費用、抽水蓄能容量電費、煤電容量電費等），也有部分省份僅給出系統(tǒng)運行費的總額，并沒有列出具體明細，還有部分省雖然沒有列出明細，但標出了煤電容量電價的具體折算價格。此外，個別省份甚至還出現了煤電企業(yè)因綜合度電結算均價（即考慮電能量和容量補償費用后）超出本省煤電基準價1.2倍后，超出部分被回收的情況，但此舉缺乏相關明確政策依據。
我國容量電價機制展望與建議
我國容量電價機制發(fā)展展望
我國當前通過容量電價補償機制幫助煤電回收固定成本，未來是否轉向容量市場機制則需要根據系統(tǒng)對容量與電力負荷需求的供需關系來分析判斷。若容量供應充足，則借助市場機制配置電力資源，若容量供應緊張，則可以考慮引入備用機制、用戶側負荷響應等手段。根據國家能源局數據，2023年底全國累計發(fā)電裝機容量約29.2億千瓦，火電裝機13.9億千瓦，水電4.2億千瓦，太陽能發(fā)電6.1億千瓦，風電4.4億千瓦，分別占裝機容量的47.62%、14.44%、20.88%、15.12%。中電聯發(fā)布《2023~2024年度全國電力供需形勢分析預測報告》指出，2023年全社會用電量92241億千瓦時，燃煤發(fā)電發(fā)電量占比接近全社會用電量六成，充分發(fā)揮兜底保供作用。結合歷年用電趨勢、增速及新能源裝機增長情況，盡管我國用電增速放緩，新能源裝機顯著提升，現有火電容量在充分調動情況下仍足以確保電網安全。然而，鑒于當前能源政策的低碳傾向，預計未來新能源裝機將繼續(xù)大幅提升，最大剩余負荷持續(xù)減小，仍需容量市場促使老舊火電機組有序退出，以呼應“雙碳”目標。至于煤電容量在經歷價格補償與市場化運作后，未來是否會進一步引入更為復雜的可靠性期權機制，還需要綜合考量市場化進程、市場活躍度、政策配套等因素。
過渡期煤電容量補償機制完善建議
一是進一步細化容量電價補償標準，實現煤電容量精準化補償。一方面，不同地區(qū)電源結構、煤電與新能源發(fā)電的相對比例、煤電在該地區(qū)的調節(jié)性地位、煤電與所在地區(qū)/送電地區(qū)間的調度關系等存在較大差異，另一方面，煤電機組間，機組類型、運行年限、設備性能、投資規(guī)模等方面也存在諸多不同，以上因素均會對煤電機組為所在地區(qū)提供的“容量價值”產生影響且無法忽略，因此，未來針對煤電機組容量補償應綜合考慮以上影響因素，逐步建立并完善煤電“容量價值”評估和補償指標體系，從而實現煤電容量價值的精準化補償。
二是進一步完善煤電容量電價補償信息披露機制，提高市場透明度。當前，各地煤電容量補償披露信息在內容、維度、顆粒度上存在較大差異，建議在《通知》的基礎上，出臺相關補充辦法，在參考我國電力市場相關信息披露法規(guī)、規(guī)則的基礎上，明確煤電容量電價費用，乃至于系統(tǒng)運行費用的信息披露標準，提升市場透明度。
三是引入相關配套機制，提升煤電企業(yè)對發(fā)電容量“保值”的積極性。一方面，建議引入相關激勵機制，針對長期保持甚至提升“容量價值”的高可靠性發(fā)電企業(yè)給予一定獎勵或分攤、考核費用減免；另一方面，在新的“兩部制”煤電企業(yè)補償機制的條件下，煤電企業(yè)的電能量收益和容量收益間的關系、是否存在相關收益上限約束條件等問題還需相關政策進一步明確。
