中國儲能網(wǎng)訊：2023年11月8日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(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”），明確我國自2024年1月1日起，對合規(guī)在運的公用煤電機組實施容量電價。煤電容量電價的實施，既是對煤電機組“兜底調(diào)節(jié)”功能的經(jīng)濟性認定，也是保障我國電力供應(yīng)安全的必要手段，探索了保供手段由計劃走向市場的新方式，實現(xiàn)了煤電機組“要我保供”向“我要保供”的角色轉(zhuǎn)換，成為實現(xiàn)我國能源轉(zhuǎn)型的重要路徑。實施一年來，煤電容量機制究竟在改善煤電企業(yè)經(jīng)營狀況、提升保供能力、穩(wěn)定和激勵煤電投資等方面發(fā)揮了怎樣的作用，以及未來容量機制如何深化，以上問題都成為行業(yè)關(guān)注的熱點。
煤電容量電價機制實施情況
總體上看，容量電價實施初步實現(xiàn)了煤電機組按不同功能獲得收益的效果，提升了煤電機組確保生產(chǎn)能力可用的主動性，促進了煤電機組的技術(shù)改造。
煤電機組收入結(jié)構(gòu)重塑，用戶側(cè)用電價格總體平穩(wěn)。據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2024年11月，全國煤電機組獲得的容量電費收入約940億元，全年預(yù)計在1000億元以上。從全國用戶側(cè)電價水平來看，1~11月工商業(yè)用戶用電價格為0.6691元/千瓦時，較2023年同期降低0.0067元/千瓦時，小幅微降?？梢钥吹?，在實施煤電容量電價后，工商業(yè)用戶用電價格總體保持穩(wěn)定，主要由于電能量市場交易價格有所下降，達到了主要以調(diào)整電價結(jié)構(gòu)保持電價水平穩(wěn)定的目的。
激勵煤電機組主動減少出力受阻，對煤電保供提供經(jīng)濟補償。容量電價實施前，煤電機組由于開機時間長，但利用小時不高，除少數(shù)現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)外，其可用出力沒有直接的約束機制，所以煤電機組在完成手中的中長期合同后，對解決出力受阻缺乏主動性，這種僅依靠煤電機組自覺進行保供、卻沒有任何經(jīng)濟激勵的情況其實是難以為繼的。容量電價實施后，煤電企業(yè)自發(fā)加強燃料采購、生產(chǎn)和營銷等相關(guān)部門的協(xié)作，多渠道購足煤、購好煤，保障生產(chǎn)需要，同時優(yōu)化縮短機組檢修工期，力促機組盡早并網(wǎng)運行，以期獲得最高的容量電費。據(jù)電網(wǎng)企業(yè)相關(guān)統(tǒng)計，煤電容量電價實施以來，出力受阻大幅下降，煤電機組可用出力被考核情況少之又少，煤電機組基本可獲得容量電價的99%。2024年全國煤電發(fā)電量較2023年、2022年分別提高500億千瓦時和290億千瓦時。在電量電價整體走低的情況下，發(fā)電量提升也從一個側(cè)面反映了電價結(jié)構(gòu)調(diào)整對煤電發(fā)電的激勵作用。
容量收益加速推動“三改聯(lián)動”實施，煤電機組主動適應(yīng)系統(tǒng)兜底調(diào)節(jié)的功能定位。煤電機組為了能夠長期全額獲得容量電費，積極推動現(xiàn)役煤電機組靈活性改造應(yīng)改盡改。自2024年3月17日國務(wù)院印發(fā)《推動大規(guī)模設(shè)備更新和消費品以舊換新行動方案》后，多個省份在各自的細化行動方案中提及“三改聯(lián)動”相關(guān)目標。以廣東、寧夏、黑龍江、河南、浙江、天津6個?。ㄊ小^(qū)）為例，六地行動方案中涉及“三改聯(lián)動”目標項目裝機合計已超2000萬千瓦。其中，河南省更是提出力爭到2025年完成存量燃煤機組節(jié)能降耗改造、靈活性改造、供熱改造。煤電機組加快靈活性改造，將有助于進一步提升煤電機組調(diào)節(jié)性能，為系統(tǒng)加大可再生能源消納創(chuàng)造條件，從而推動可再生能源建設(shè)，提升系統(tǒng)容量長期充裕度。正確的技術(shù)改造方向，使煤電機組承擔兜底調(diào)節(jié)功能的物理基礎(chǔ)更加堅實。
客觀看待煤電機組的潛在“風險”
自2024年容量電價實施后，大部分煤電機組經(jīng)營狀況有所改善，利潤總額已創(chuàng)近幾年的新高。但是，隨著各地電力供需緊張的緩解以及煤炭價格回穩(wěn)，絕大部分地區(qū)的電力中長期價格有所回落，引發(fā)了部分投資主體對于實施煤電容量電價機制目的的質(zhì)疑，認為容量電價雖然給了煤電一部分固定收入，但是通過降低電量電價的方式，把這部分容量費用進行了回收，煤電機組仍然沒有獲得“增量”收入，甚至由于有可能被考核而拿不到“本該拿到的錢”，尤其對比新能源的收益更是“意難平”。事實上，從目前用戶側(cè)電價整體情況看也的確如此，用戶側(cè)并沒有因為承擔了容量電費而造成用戶側(cè)電價上漲?？紤]到隨著功能轉(zhuǎn)型和新能源的快速發(fā)展，未來煤電機組利用小時數(shù)將進一步下降，從這一角度看，煤電機組仍在制度性“風險”之中。對此，我們應(yīng)從以下三個方面客觀看待這些問題。
首先，煤電容量電價實施最重要的是改變煤電盈利模式，并非是定向給煤電“輸血”。過去三年，我國煤電裝機量基本保持了每年3000~3500萬千瓦的增長。近中期，我國最高電力負荷仍將保持中高速增長，可以預(yù)見，在我國現(xiàn)有資源和技術(shù)條件下，煤電裝機保持一定水平的增長是確保我國電力供應(yīng)安全、保障系統(tǒng)可靠性的重要基礎(chǔ)。而新能源則會憑借邊際成本低的優(yōu)勢，將逐漸成為電量供應(yīng)的主體。因此，這就需要煤電機組有合理的容量成本回收機制來激勵新增容量的投資，同時，由于會“讓出”更多的電量空間給新能源，電能量收入會隨之降低?？傮w來說，就是隨著我國能源轉(zhuǎn)型，以及煤電在電力系統(tǒng)中的角色轉(zhuǎn)變，其收入結(jié)構(gòu)也將隨之改變，即電量部分收入逐漸降低，而容量部分收入逐步提高。煤電機組容量電費的上升幅度，取決于新能源的發(fā)展速度，新能源發(fā)展越快，煤電機組的容量電費上升就越快。必須注意到的是，從國際經(jīng)驗看，調(diào)節(jié)性機組的容量收入并不能完全在電能量市場中回收，新能源比例越高在電能量市場中回收的比例就越低，必須通過場外機制進行考慮。
其次，2024年，多個地區(qū)電力中長期價格走低是供需形勢決定的。特別是在現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，現(xiàn)貨市場所釋放出來的價格信號，足以讓身經(jīng)百戰(zhàn)的市場主體敏銳地感知到電力供需的變化。近期某電力市場中發(fā)電集團集體上書，“認為現(xiàn)有電價無法回收固定成本，要求鎖定更高比例的年度長協(xié)，促進煤電企業(yè)穩(wěn)定與發(fā)展”。發(fā)電集團的擔憂不是沒有道理。由于新投產(chǎn)機組的加入、電力需求不及預(yù)期、燃料價格下降等多方面原因，電力現(xiàn)貨市場價格預(yù)期走低，售電公司自然想通過現(xiàn)貨市場盡可能地購入“便宜的電”。由于市場化改革改變了過去實行的固定電價模式，進而改變了煤電機組“虧三年、盈三年”的“逆周期”經(jīng)營模式，燃料價格下降帶來的紅利會被市場機制傳導給用戶，一旦各地市場限價不合理就會變成“虧三年、平三年”的經(jīng)營模式。比如，部分電力現(xiàn)貨市場價格上限值較低，甚至三分之一的時間出清價格觸及上限，導致煤電機組無法從現(xiàn)貨市場回收合理的收益；又如仍有部分有可能在電能量市場中定價的機組，比如燃機未進入市場，造成現(xiàn)貨市場出清價格人為降低。再如，客觀上在電力供應(yīng)寬松的情況下，新能源成為電力市場定價機組的情況更加頻繁，必然會拉低市場整體價格，個別地區(qū)新能源成為定價機組的時間已超過2000小時/年。
最后，煤電利用小時數(shù)快速降低印證了實施容量電價機制的必要性。按照1501號文規(guī)定，我國有河南、青海、四川、重慶、云南、廣西、湖南7個地區(qū)由于可再生能源占比高、煤電利用小時數(shù)低，容量電價標準按照165元/千瓦執(zhí)行，其余地區(qū)在2024~2025年按照100元/千瓦執(zhí)行。但近兩年，我國新能源新增裝機發(fā)展迅速，年均增長2億千瓦以上，遠高于全社會用電量的增長，造成部分地區(qū)煤電機組利用小時數(shù)下滑很快。2024年，全國范圍內(nèi)煤電機組年利用低于3500小時的有8個地區(qū)，3500~4500小時之間的有8個地區(qū)，也就是說將近一半以上的地區(qū)煤電利用小時數(shù)未達到5000小時。進入“低利用小時俱樂部”的地區(qū)增長速度超過了原有估計。這一方面印證了容量電價機制推出的必要性，另一方面也對進一步完善容量電價機制提出了更加迫切的要求。
下一步容量電價機制完善的發(fā)力點
容量機制并非電力市場的“標配”，但卻是建設(shè)新型電力系統(tǒng)、順利實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型很重要的一個機制設(shè)計。下一步建議從以下三個方面推動完善容量機制。
一是將容量成本機制范圍擴展至整個發(fā)電側(cè)。預(yù)計2026年，我國大部分地區(qū)電力現(xiàn)貨市場將連續(xù)運行，除煤電機組外，以燃機、抽蓄為代表的各類型調(diào)節(jié)電源進入現(xiàn)貨市場后，均會面臨僅依靠電能量市場很難覆蓋其全部成本的問題，需要容量成本機制幫助其回收其余部分成本；同時，新能源、徑流水電等類型發(fā)電機組盡管有效容量占比很低，但是只要在系統(tǒng)最大負荷出現(xiàn)時段貢獻了容量的機組，就應(yīng)當公平享受容量費用。因此，需要針對各類型電源建立容量成本回收機制，對各類型電源的有效容量按照統(tǒng)一的容量電價標準進行補償。容量電價標準應(yīng)與當?shù)厝萘啃枨?、長期邊際機組的固定成本相關(guān)。
二是合理確定電力現(xiàn)貨市場限價。我國目前已連續(xù)運行的現(xiàn)貨市場中，除蒙西市場之外，其余市場上限價格最高在1.2元~1.5元之間，最低的僅為當?shù)厝济簷C組基準價的兩倍。從2024年現(xiàn)貨市場運行情況看，由于新能源增多、供需相對平衡、開機方式較大以及部分高價機組仍未參與市場等多種因素疊加，現(xiàn)貨出清價格達上限時長普遍減少，但是觸及下限價格的時長上漲迅速，部分地區(qū)較2023年增加了兩倍，達到3000多小時。市場限價不等于均價，上限價格過低或者是下限價格過高，都會造成市場價格無法真實反映電力價值，向投資主體發(fā)出錯誤的價格信號，同時也會使得變動成本較高的電源，例如燃機，出現(xiàn)在現(xiàn)貨市場中甚至無法回收變動成本的情況，抑制新型調(diào)節(jié)技術(shù)的發(fā)展。
三是完善市場中各類成本補償。電力現(xiàn)貨市場收入并非全部來自電力現(xiàn)貨交易電費，因為現(xiàn)貨交易電價只能反映能夠線性優(yōu)化的電價部分，大量非線性優(yōu)化模型，是無法直接在現(xiàn)貨交易電價中體現(xiàn)的。例如，啟停和調(diào)度機構(gòu)脫離交易結(jié)果發(fā)出的動作指令，引發(fā)的成本并不能或者不完全能由電力現(xiàn)貨交易電費所體現(xiàn)。在電力市場建設(shè)初期，大部分地區(qū)并未將成本補償隨市場建設(shè)的進行而同步推進，但是，新型電力系統(tǒng)的特征注定會使得傳統(tǒng)類型電源不再像以前一樣有穩(wěn)定的出力，隨之而來的是更多的啟停、調(diào)峰等，甚至為了維持電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行，還需要作為必開機組運行。因此，在大力推動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的同時，應(yīng)當同步建立啟停、必開、上抬等各類成本補償機制，引導不同類型機組能夠在電力系統(tǒng)中“各司其職”，而全體用戶作為最終的使用者需要承擔轉(zhuǎn)型的成本，共同為我國電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定和清潔低碳做出努力。
1501號文的印發(fā)，與1439號文具有相同的歷史意義。1501號文建立的容量電價制度，標志著我國電力商品細分品種，按功能、按效果付費的開始。同樣，1501號文是起點不是終點，是完善有效容量回報機制的開始，深化有效容量的市場化電價機制、完善電力市場體系任重道遠，希望我們早日再出發(fā)！
