能源变革中的关键一步：探析煤电容量电价机制的崭新路径

原标题：能源变革中的关键一步：探析煤电容量电价机制的崭新路径

煤电容量电价机制的实施，有利于推动煤电行业健康持续发展，维护电力系统安全可靠供应，促进能源绿色低碳转型，助力“双碳”目标实现。

政策考量有新意

纵观此次出台的煤电容量电价机制，可以发现有五大政策目的。

一是理顺成本

明确容量成本回收机制。煤电企业经营成本主要包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本两大部分，其中，固定成本约占煤电总成本的30%。自2021年《上网电价通知》发布后，煤电机组全部参与现货市场交易，实行单一制电量电价，煤电企业固定成本回收完全依赖于发电量和电量电价，只有发电才能回收成本。但近年来，随着风电、光伏发电快速发展，煤电利用小时数不断降低，仅靠电能量市场难以回收固定投资成本。煤电容量电价机制的建立，是将现行单一制电量电价调整为“电量电价+容量电价”的两部制电价，其中，电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价则是为保障用户侧用电充裕度（与用电可靠性密切相关）而向提供有效容量的主体支付的费用，专门为回收煤电机组固定成本而设，体现了煤电可靠发电容量的价值。

明确容量成本分摊机制。煤电容量电价单独设立后，如何疏导和分摊容量电费成为各利益主体博弈的焦点。如果容量电费仅在发电侧内部分摊，由新能源或者其他类型的电源承担容量电费，那么容量电费的分摊就变成了发电侧不同主体之间的“零和博弈”，不符合“谁受益、谁付费”权利义务对等的原则。因为容量电价的最终目的是保障系统有效容量的充裕性，在推动电源结构调整的同时维护电力系统安全稳定运行，从长远看，其最终受益者是用户。而新能源或者其他类型电源并不是直接受益主体，由它们分摊不符合权责对等原则，还导致发电企业失去有效激励，降低政策实施效果。只有将容量电费有效地传导至用户侧，才能起到容量电价机制的激励作用。为此，《容量电价通知》明确提出，在煤电容量电价实施后，容量电费将纳入系统运行费中，并由工商业用户按当月用电量比例进行分摊，由电网企业根据当地代理购电用户的电价进行每月发布和滚动清算。

二是稳定预期

近年来，绿色发展成为经济社会发展的主基调，煤炭转型步伐加快，电能替代力度持续加大，新能源发电装机增长迅猛。国家能源局发布的数据显示，截至2023年9月，我国非化石能源发电装机容量超过发电总装机容量的一半，达到51.6%。新能源快速发展趋势下，煤电机组容量份额相对减少，逐步从电量型电源向基础保障性和系统调节性电源转变，年发电小时数显著下降，由2015年的5000小时以上降低到2022年的4300小时。此外，近年来，受煤炭价格高企等多重因素影响，煤电企业大面积亏损。2021年国内主要发电集团亏损1203亿元，亏损面高达80.1%；近两年虽有所改善，但2023年上半年仍亏损超过100亿元，亏损面达50.6%，41.1%的电厂负债率超75%。降碳退煤的约束、发电小时数下降以及亏损的现实压力，严重打击了煤电投资的积极性。煤电容量电价机制的建立，改变了煤电项目投资成本的回收模式，能够在一定程度上缓解煤电企业生产经营压力。按照《容量电价通知》规定的煤电容量电价补偿标准，对于存量机组而言，按照煤价维持2023年价格水平测算，2024年全国燃煤发电容量电费规模约在千亿元左右。实行容量电价机制后，煤电企业可回收部分之前因限价原因无法回收的固定投资成本，改善经营状况，行业整体效益可基本恢复至正常年份的平均水平。长期看，煤电容量电价为煤电投资提供了相对稳定的收益预期，有利于恢复煤电投资信心，提升煤电机组新增投资积极性。

三是提升调节能力

新能源发电具有间歇性、波动性特点，大规模高比例并网后，将会加剧电力系统安全稳定运行的风险，导致电力系统对调频、调峰等调节资源的需求大大增加。此外，随着新能源发电装机占比不断提升，新能源小发期间电力供应不足、大发期间消纳受限等问题可能交替出现，极端天气下电力可靠供应难度将进一步增加。因此，需要其他电源提供系统发电充裕性和足够的调节能力。在我国现阶段主要灵活性电源中，抽水蓄能、燃气发电受制于资源禀赋，发展规模均相对有限；储能技术受制于经济性、安全性，商业化应用有待进一步开发。在当前的技术条件和装机结构下，煤电是最为经济可行、安全可靠的灵活调节资源，对现存煤电机组进行灵活性改造是最现实有效的方案。

我国早在2016年就启动了煤电灵活性改造试点工作，并制定了明确的灵活性改造目标。电力规划设计总院发布的《中国电力发展报告2023》显示，“十四五”前两年，全国煤电“三改联动”改造规模合计超过4.85亿千瓦，其中灵活性改造1.88亿千瓦。目前来看，煤电灵活性改造实际进展远远滞后于新能源发展增速。影响进度的一个重要原因是成本巨大，激励机制和资金投入不足，煤电企业缺乏积极性。据中电联统计，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500～1500元，再加上改造后的运维成本、煤耗成本、频繁启停成本不断增加，如果没有合理的补偿和激励机制，煤电企业的积极性难以激发。因此，建立煤电容量电价机制，依托容量电价保障煤电企业回收一定比例的固定成本，有助于其“轻装上阵”，投入更多的资金进行必要的灵活性改造，提升系统容量支撑和调节能力，更好地保障电力安全稳定供应。

四是促进转型

促进新能源消纳。推动能源低碳转型、建设新型电力系统不仅需要大力发展、建设新能源，还要高比例消纳新能源。国家能源局发布的最新数据显示，截至10月底，全国累计太阳能发电装机容量约5.4亿千瓦，同比增长47.0%；风电装机容量约4.0亿千瓦，同比增长15.6%。由于新能源比例过高的电力系统出力特性无法与用户侧负荷曲线相匹配，必须搭配足够多的灵活调节性电源。煤电容量电价机制的建立，可以推动煤电灵活性改造，发挥灵活调节潜力，解决当前我国风电、光伏发电装机快速增长带来的消纳难题，保障新能源快速发展。

促进煤电功能转型。长期以来，我国煤电机组以不足50%的装机占比，提供了60%的电量，支撑超70%的电网高峰负荷，是我国主要和基础保障性电源。随着新型电力系统建设不断推进，新能源逐渐替代煤电成为主要的电量供应方，未来煤电在降碳减碳的过程中平均发电利用小时数将会持续降低，功能角色将从主要的发电电源向调节性电源过渡。煤电容量电价的建立，直接改变煤电企业的盈利模式，消除经营及投资顾虑，为煤电功能转型“保驾护航”。

合理把握煤电功能转型节奏。考虑到我国不同区域资源禀赋、经济发展水平和电源结构存在较大差异，各地煤电行业的转型路径也不尽相同。再加上煤电机组体量大，改造和转型任务艰巨，需要统筹考虑各地煤电在转型过程中的成本搁浅问题，合理把握煤电功能转型节奏。所以，《容量电价通知》才提出，因地制宜制定煤电容量电价机制。功能转型较快、年利用小时数较低的省份，回收固定成本比例高；转型相对较缓的省份，回收固定成本比例低。

五是健全市场

根据提供的服务类型，电力商品一般包含电量、调节、平衡、容量四个维度的价值，其中，电量、调节价值可以通过电力现货市场来体现，平衡价值由辅助服务市场来体现，有效的容量价值需要通过容量成本回收机制来体现。从国际经验看，电力现货市场是竞争性电力批发市场的重要组成部分，基于边际成本定价理论的基本定价模式虽然能够真实反映电力商品在时间和空间上的成本及供需变化，实现资源的高效优化配置，但往往导致决定现货市场出清价格的边际机组的固定成本无法得到合理补偿，而非边际机组的固定成本回收程度也存在较大的不确定性，给发电企业回收全部固定投资带来巨大挑战。基于此，大多数国家和地区在建立电力现货市场过程中都会设计相应的发电容量成本回收机制。目前，主流的容量机制主要有稀缺定价机制、容量市场机制、容量补偿机制、战略备用机制等。容量机制的选择与各国国情、电力市场发展程度、市场模式等密切相关，需要因地制宜地设计和选择发电容量成本回收机制。

2017年以来，我国开展电力现货市场建设试点。2023年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，对各地现货市场建设进度做出了明确的时间要求，并在全国范围内加快推进现货市场建设。2021年，国家能源局印发《电力辅助服务管理办法》，电力平衡价值也能得到体现。但容量成本回收机制只在部分省份进行了探索，没有在全国大范围推进。所以，煤电容量价格的出台，建立了覆盖我国主要有效容量来源的成本回收机制，弥补了电力市场体系中容量机制设计的空白，为电力现货市场打上了重要“补丁”，满足了我国健全多层次电力市场体系的需要。

后续发展蕴新意

煤电容量电价机制将推动发电侧统一容量电价机制出台。此次出台的容量电价仅针对煤电，暂不涉及其他类型发电机组。虽然之前抽水蓄能和部分燃气发电机组已纳入容量电价管理体系，但其他类型的储能和一些能够提供顶峰容量的燃气机组并未纳入容量电价的范畴，所以，目前尚未建立面向所有可提供有效容量的容量电价体系。

考虑到煤电容量电价的基准性，煤电容量电价机制的出台将会推动发电侧统一容量电价机制出台。

煤电容量电价改变了电价结构。煤电容量电价的出台，将之前单一的电价结构进行了拆分，改为“电量电价+容量电价”；虽然明确规定容量电价向用户侧疏导和分摊，但不一定会推高用户用电成本和价格。首先，给予煤电容量补偿后，长期市场价格中固定成本回收的电能量将更多反映燃料成本，从而减少策略性报价，可能导致煤电电量价格下降。二是煤电价格是其他各类电源价格的基准，其电量价格的下降可能带动其他电源价格的下降。虽然终端电价总水平的涨跌存在不确定性，但考虑到煤电容量电价的疏导和分摊只涉及到工商业用户，不涉及居民和农业用户，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策，可能导致工商业与居民之间电价的差距越来越大，交叉补贴越来越多。

煤电容量电价为容量市场建设奠定了基础。在主流发电容量成本回收机制中，容量市场是最具有市场特征的方式。它以竞争方式形成容量价格，并成为竞争性电力市场的重要组成部分。然而，容量市场的设计较为复杂，特别是对于容量需求的准确预测要求较高。相比之下，容量补偿机制是对发电企业的容量投资进行直接补偿，通过设定相对稳定的容量电价，为容量投资主体提供稳定预期，降低建设难度和风险，易于实施。我国出台的煤电容量电价属于容量补偿机制，通过行政方式确定，虽然能够保障容量价格的长期稳定，但也存在市场化程度不高的问题，因此被视为一项过渡性机制。随着我国市场化程度的不断提高，各类型机组相继入市，容量电价机制也将覆盖各类型机组。不同类型机组按照“同质同价”的原则公平竞争，使得容量价值更加符合系统需要，为后续竞争性容量市场的开设奠定坚实基础。