根據(jù)2023年國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《關于建立煤電容量電價機制的通知》(以下簡稱《通知》)，從2024年1月1日起，現(xiàn)行煤電單一制電價調整為兩部制電價，容量電價水平根據(jù)轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整。

建立兩部制電價政策意義重大

首先要理解有效發(fā)電資源和有效發(fā)電容量的概念。

有效發(fā)電資源是指在高比例新能源發(fā)電系統(tǒng)中，因天氣、氣候等原因造成新能源發(fā)電出力不足情況下，能夠及時可靠提供發(fā)電能力的發(fā)電資源，主要是煤電、氣電等常規(guī)電源。在電力市場化和綠色轉型過程中，如何確保有效發(fā)電資源的充裕性是各經濟體普遍面臨的重大挑戰(zhàn)。在儲能尚不能規(guī)模化、經濟性、多場景應用前，間歇性、波動性和“靠天吃飯”將會一直伴隨著新能源發(fā)電。即使當前局部地區(qū)、個別場景已經實現(xiàn)了100%風光新能源電力供應，但這也都是人們在放棄了部分效率、經濟效益和可靠性情況下與現(xiàn)有技術達成的“妥協(xié)”。

發(fā)電資源的有效性主要體現(xiàn)為裝機容量轉化為發(fā)電能力的程度。通常人們認為，裝機容量代表了發(fā)電能力。例如，2022年我國總裝機容量是25.6億千瓦，比2016年增長9.1億千瓦，能說2022年我國發(fā)電能力比2016年增長了9.1億千瓦嗎?當然不能。因為這9.1億千瓦的增量裝機中風光新能源裝機占到了58%。由常識可知，需要考慮風、光發(fā)電的時空特性。在一個地理空間跨度較大的地理范圍內(如幾百千米、上千千米)，同時刮風或同時陽光普照的概率是較低的，更何況風速有大小，光照有強弱，因此，各個新能源發(fā)電場站同時發(fā)電的概率很低，能提供的出力也是差異較大的。裝機容量能否轉化為發(fā)電能力，主要由發(fā)電資源的時間和空間特性決定的。

有效發(fā)電容量是一個價值概念。發(fā)電容量的有效價值主要取決于發(fā)電與負荷時間特性的匹配程度，即發(fā)電能力是否可以很好跟隨、滿足用電負荷的變化。用電負荷特性與經濟社會活動、生活習慣等緊密相關，與風光新能源發(fā)電出力特性或預測情況幾乎沒有什么聯(lián)系，用電高峰與新能源發(fā)電出力大發(fā)時段也不一定存在高同時率。因此，至少從電源之間、供需之間的同時率角度考慮，風光新能源發(fā)電裝機并不能完全轉化為有效發(fā)電能力，新能源發(fā)電裝機對負荷的有效保障、可靠供給能力是要打折扣的。這也是高比例新能源電力系統(tǒng)必須強調“源荷協(xié)同”的主要原因。相比而言，常規(guī)發(fā)電(特別是火電)可以實現(xiàn)“源隨荷動”，能夠提供有效的發(fā)電能力，可以完全確保時間維度上的電源之間、供需之間的高同時率，可以滿足長期負荷增長或短期需求變化。當前采用較多的分時電價在一定程度上也是根據(jù)發(fā)電與負荷特性匹配程度確定的。

煤電容量電價機制彌補市場機制不足。隨著電力系統(tǒng)綠色化、低碳化程度不斷提高，新能源和常規(guī)電源發(fā)電容量有效價值的差異日益凸顯，電力系統(tǒng)運行呈現(xiàn)出日益顯著的“量力分化”，進而使得電力市場呈現(xiàn)出價值多元化趨勢——電能量價值、調節(jié)價值、有效容量價值和環(huán)境價值。其中三類價值都有相應的市場機制(如中長期和現(xiàn)貨市場、輔助服務市場、綠電交易市場和碳交易市場等)實現(xiàn)價值變現(xiàn)，唯有有效容量價值還沒有大規(guī)模變現(xiàn)途徑(國內僅有山東等個別地方出臺容量補償機制)。

經過多年的電力市場化改革，特別是現(xiàn)貨市場長周期結算試運行，各類市場主體普遍是基于變動成本參與電能量市場報價的。煤電機組的燃煤成本通常占到總成本七成左右，在燃煤價格高企和新能源發(fā)電大規(guī)模入市情況下，煤電企業(yè)盈利能力顯著下降。五大發(fā)電集團自2017年開始出現(xiàn)大規(guī)模虧損，時至2023年，仍有部分大型發(fā)電集團處于整體虧損狀態(tài)，也影響了企業(yè)再投資能力和有效發(fā)電容量投資。造成這一現(xiàn)象的一個重要原因，是我國現(xiàn)階段的電力市場體系并未及時、真實體現(xiàn)發(fā)電容量價值，沒有提供與之緊密相關的固定成本的回收渠道。長此以往，有效發(fā)電容量的短缺勢必影響高比例新能源電力系統(tǒng)的長期安全水平和短期應急能力。

在此背景下，煤電容量電價機制是實現(xiàn)煤電項目成本(通常是固定成本)補償?shù)囊环N方式。《通知》通過調整煤電機組收入結構(市場化電能量收入+固定發(fā)電容量收入)，采取逐步提高的方式部分補償固定成本，有助于穩(wěn)定煤電行業(yè)預期，改善煤電企業(yè)發(fā)電業(yè)務現(xiàn)金流和盈利能力。

享受煤電容量電價要滿足三個條件

根據(jù)《通知》，煤電容量電價機制適用于合規(guī)在運的公用煤電機組。享受煤電容量電價的煤電機組至少要滿足三個條件：一是合規(guī)，二是在運，三是公用。

(1)合規(guī)

包含兩層含義。一是手續(xù)合規(guī)，煤電項目符合國家規(guī)劃要求，項目立項等相關手續(xù)齊全完備，確保享受容量電價的煤電機組是合規(guī)必要機組。二是技術合規(guī)，燃煤機組需要滿足國家對于能耗、環(huán)保和靈活調節(jié)能力等方面的技術要求，確保享受容量電價的煤電機組是先進產能。這要求煤電企業(yè)在未來投資煤電機組時要注意手續(xù)合規(guī)，同時，也要確保達到能耗、環(huán)保和靈活調節(jié)能力等方面的技術要求。對于存量未達標的煤電機組，應該及時改造升級。

(2)在運

包含兩層含義。一是機組健康，享受容量電價的煤電機組應該處于發(fā)電功能正常狀態(tài)。考慮到正常檢修是保證機組健康、功能正常的必不可少的工作，對于提高整個系統(tǒng)有效容量水平至關重要，因此煤電機組在正常檢修期間應該享受檢修期間容量電價(期間計算容量電費的有功出力可按照機組上個月申報最大出力的50%考慮)。二是與固定資產折舊情況無關，存量煤電機組無論其資產折舊年限，哪怕是到報廢年限，只要是經過合規(guī)手續(xù)延壽仍處于運行狀態(tài)，就應該享受煤電容量電價機制。這要求煤電企業(yè)重視煤電機組計劃檢修和狀態(tài)監(jiān)測、狀態(tài)檢修，提高機組的健康水平，同時，還要重視參與電力現(xiàn)貨市場的影響，特別是日內啟停次數(shù)、爬坡、快速調節(jié)等輔助服務對煤電機組提供有效容量功能的影響，做好統(tǒng)計分析和綜合優(yōu)化。

(3)公用

包含三層含義。一是電網調控，享受容量電價的煤電機組與電網企業(yè)調控中心有數(shù)據(jù)信息交互，接受調控中心指令。二是公共服務，享受容量電價的燃煤機組所發(fā)電量應該經過公共電網實現(xiàn)電能輸送、分配，公共電網應該包括各類電網企業(yè)運營的電網、增量配電網、地方電網等。三是非自備，享受容量電價的燃煤機組不能是自備電廠，即不能是工廠、礦山、耗能項目配套的自備燃煤電廠。對于那些已經接入電網調控中心，常態(tài)處于聯(lián)網不上網、在應急情況下可為系統(tǒng)提供電力支撐的自備燃煤機組，應該視具體情況決定其是否享受容量電價和享受比例。

金融創(chuàng)新方面，綠色金融體系中的綠色信貸和債券都可以給予企業(yè)一定的利率優(yōu)惠或貼息，能有效降低企業(yè)的融資成本;綠色保險可以分擔技術研發(fā)、綠色轉型過程中的項目投資風險和經營風險，提高項目吸引力，促進企業(yè)發(fā)展綠色化轉型。

通過這些方式，綠色金融有助于推動能源企業(yè)向更可持續(xù)和環(huán)保的方向發(fā)展，同時提升企業(yè)的競爭力，降低環(huán)境和氣候變化帶來的潛在風險。

回歸容量市場，減少差異化補償

在碳達峰前，我國新能源發(fā)電還將保持較快發(fā)展，需要新能源與傳統(tǒng)發(fā)電協(xié)同轉型。確保滿足系統(tǒng)長期安全、短期應急所必需的燃煤發(fā)電裝機(即與新能源發(fā)電占比不斷提高相匹配的燃煤發(fā)電最低裝機水平)，就顯得緊迫而重要了。《通知》提出，堅持市場化改革方向，加快推進電能量市場、容量市場、輔助服務市場等高效協(xié)同的電力市場體系建設，逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制。由此可見，我國電力市場建設和完善一定是要體現(xiàn)能量價值和容量價值的。但是在現(xiàn)階段，我國電力市場體系尚不完善，著眼中遠期發(fā)展，我國需要建立一個體現(xiàn)發(fā)電容量價值的過渡性機制。這也是此次煤電容量電價機制的政策屬性——過渡性機制。未來，容量補償機制應逐漸回歸容量市場，實施全容量補償，減少對特定類型電源的差異化補償。

《通知》提出，根據(jù)各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉型情況等因素，在2024—2025年，部分煤電功能轉型較快的地方采用50%，其余地方采用30%的固定成本回收比例。采用50%比例的省份可以分為三類。第一類是火電裝機占比較低省份，包括四川、云南、青海，三地近年火電裝機占比均低于15%。第二類是近年用電量增速較快且水電占比較高的省份，包括廣西、湖南、重慶，2017—2022年三地用電量年均增速分別達到9%、7.2%和7.2%，水電裝機占比分別達到29%、28%和29%。第三類是煤電發(fā)電利用小時數(shù)低的煤電裝機大省，本地電網及其所在區(qū)域電網平衡能力有限的省份，如河南。另外，燃煤價格也是一個重要考慮因素。如湖南處于我國發(fā)電用煤運輸鏈最末端，煤價高企，煤電機組發(fā)電成本居高，造成較大經營壓力。

從遠期看，容量補償機制應該逐漸回歸容量市場。容量電價補償比例應該重點考慮電源結構、各地自身及所在區(qū)域的平衡能力及燃煤價格等因素。

對于終端用戶用電成本的影響

根據(jù)《通知》，此次煤電容量電價機制的受益方是合規(guī)在運的公用煤電機組，補償標準由政府主管部門制定，資金來源是工商業(yè)用戶，征收渠道是各地隨輸配電價收取的系統(tǒng)運行費用，電網企業(yè)執(zhí)行資金結算、達標情況統(tǒng)計等工作。這是此次煤電容量電價機制涉及的主要利益相關方。因此，工商業(yè)用戶終端電價將受到煤電容量電價機制的影響。

根據(jù)國家發(fā)展改革委《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格〔2021〕1439號)，工商業(yè)用戶全部進入電力市場。因此，工商業(yè)用戶電價將由電能量市場交易價格、系統(tǒng)運行費(包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費和煤電容量電費)、輸配電價、上網環(huán)節(jié)線損費用、政府性基金及附加構成。根據(jù)統(tǒng)計，工商業(yè)用戶電價中，由電力市場決定的電能量市場交易價格占比在65%左右，輸配電價占比在25%左右。根據(jù)2024年1月全國各省電網代購電價情況看，大多數(shù)地區(qū)工商業(yè)用戶煤電容量電費分攤在1分/千瓦時—2分/千瓦時，煤電容量電費雖然是新增項，但是并不能對工商業(yè)用戶的電價結構產生重大影響，由市場競爭決定的電能量電價和由政府核定的輸配電價仍是決定性因素。

但是煤電容量電費的出現(xiàn)也增加了用戶對終端電價的預測復雜性，對電價敏感企業(yè)的能源管理、成本管理提出了新要求。

助推新型電力系統(tǒng)綠色低碳轉型

容量電價對于新型電力系統(tǒng)綠色低碳轉型的價值主要體現(xiàn)在以下方面：

一是實施容量電價機制，有助于提高整個系統(tǒng)的安全可靠運行水平。確保短期應急與長期充裕的責任本應是所有類型電源都要承擔的責任，但是在高比例新能源發(fā)電系統(tǒng)中，隨著發(fā)電量更多被綠電替代，短期應急與長期充裕的責任被更多地轉移給了發(fā)電量占比逐漸降低的常規(guī)電源。這是在電力綠色轉型過程中的“責任轉移”。容量電價機制有助于確保在發(fā)電量占比逐漸降低情況下，為提供有效發(fā)電容量的機組提供了固定成本回收的渠道。

二是實施容量電價機制，有助于系統(tǒng)保留必要的有效發(fā)電容量，確保更好適應高比例新能源電力系統(tǒng)所具有的間歇性、波動性，減少高比例新能源電力系統(tǒng)運行調控的復雜程度和難度，提高系統(tǒng)對新能源的消納能力。

三是實施容量電價機制，有助于相關發(fā)電企業(yè)統(tǒng)籌市場化收入與固定收入之間的關系，采用更加合理的策略參與現(xiàn)貨市場。這一點對于新能源發(fā)電大規(guī)模進入現(xiàn)貨市場背景下，高邊際成本的常規(guī)發(fā)電而言至關重要。這些電源可以通過市場價格預測，確定更具競爭力的量價策略，進一步提高現(xiàn)貨市場出清價格合理性，減弱電力現(xiàn)貨價格受新能源出力的影響程度，而更多由供需關系決定價格。

(作者系博眾智合(Agora)能源轉型論壇中國電力項目主任、中國可再生能源學會可再生能源發(fā)電并網專委會委員)