中国储能网讯：近日，为加快新型电力系统建设，保障电力供应安全，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（下文简称《通知》），决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。
我国新能源发展成效显著，规模不断扩大，随之而来对电力系统灵活调节能力提出了更高要求，辅助服务市场建设势在必行。煤电从基荷电源向调峰电源转型，是电力辅助服务的重要组成部分，对提高可再生能源电力消纳水平至关重要，是构建新型电力系统的关键之一。
《通知》出台解决的核心问题是什么？
近年来，我国煤电行业处于持续亏损状态，面临利用率下降与原材料价格高企的双重压力，许多燃煤发电企业陷入“发一度电亏一度电”的窘境。据统计，随着2015年以来新能源占比不断提高，煤电利用小时数明显下降，已由5000小时以上降低至4300小时，降幅高达14%。2021年以来全球能源价格大幅上涨，目前燃煤国际期货现价122.5美元每吨，2022年价格甚至达到峰值457.8美元每吨，而2020年中仅50-60美元每吨，煤电企业压力可想而知。据媒体报道，今年上半年，国内主要燃煤发电集团亏损超过100亿元，亏损面达50.6%。
关于煤电电价机制，我国长期实行单一制电价，即只有发电一个渠道回收成本。当前我国正处于新型电力系统加速转型期，终端电气化不断推进，全社会用电量不断增加，新能源发电占比不断提升，煤电作为重要调峰能源，必须增加发电机组，以满足全社会最大负荷和合理备用需要。而燃煤发电让位新能源，利用率逐年降低，能源价格高企不下，煤电企业仅凭发电难以回收成本，更不必说扩张容量。在此背景下，煤电电价机制改革刻不容缓，社会对煤电的需求与煤电发展面临的困境之间产生的矛盾便是此次国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》所要解决的核心问题。
煤电容量电价机制是什么？
容量电价类似“手机月费”，依据火电企业发电机组最大容量以及产生的固定成本向下游用户按比例征收费用，各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按月用电量比例分摊。本质上，容量电价机制是煤电为以新能源为主体能源的新型电力系统提供调峰辅助服务所获得的补偿收益，以填补利用率降低而亏损的成本。
在新型电力系统中，各电源被赋予了更明确的权利和义务。《新型电力系统蓝皮书》中“三步走”发展路径提出，当前至2030年，“非化石能源发电快速发展，新能源逐步成为发电量增量主体”“煤电作为‘压舱石’，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。”新能源发电具有间歇性与波动性的特征，这种不确定性是新能源应用面临的主要问题之一。随着我国能源结构中可再生能源占比的提高，其不确定性也将传导至整个电力系统，为了维持整体电力体系的稳定性，保障电网安全稳定运行和可靠供电，需要稳定的能源作为补充性的“托底”，提供波峰波谷时段的调峰辅助服务，煤电便承担了这一角色。多劳者多得，煤电自然获得容量电价作为补偿。
国网能源研究院张超称，“容量电价是一个过渡性政策，未来随着电力市场建设发展，将逐渐向基于市场化配置的容量补偿机制或容量市场制度发展变化。通过市场确定价格而非政府定价，将有助于更多可提供容量支持的资源通过公平竞争，获得有效补偿，进而确保电力系统发电容量长期充裕。”
从国际上看，电力市场成熟国家也通常实行两部制电价，通过容量电价、电量电价两个途径回收发电成本。这种机制更加符合我国当下构建新型电力系统的需求，对实现煤电向兜底调峰能源转型起到积极作用。
但也要注意，容量电价不是“铁饭碗”，《通知》所明确的适用范围很广，但有严格的考核机制。《通知》提出，燃煤发电无法按照调度指令(跨省区送电按合同约定)提供申报最大出力情况的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的燃煤发电，取消其获取容量电费的资格。
煤电容量电价对市场有何影响？
煤电行业迎来重大变革，有望结合PPP、REITs模式发展
煤电企业由于其盈利能不足，加之国际煤炭价格的冲击，在资本市场中处于被冷落的地位。而随着容量机制落地，煤电企业盈利有了保障，将极大改善煤电资产在资本市场的地位。《通知》提出，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元，容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，2026年起各地通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%。据国家能源局数据，截至2023年9月，全国火电装机在13.7亿千瓦左右，简单测算，容量电价补偿按30%计算可达1356.3亿元，按50%可达2260.5亿，2022年全国煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约320亿元，容量电价补偿规模可达此前4倍。
此外，煤电相关项目模式成熟，容量电价机制又提供了稳定收益保障，待相关支持政策出台后，有望通过PPP项目、公募REITs项目等形式实现资产证券化，引入社会资本参与，推动行业合理发展。
电力市场化改革不断深化，长期看利好工商业
在传统定价方式中，各类电源价格都以煤电“基准价”为参照。《通知》提出，“电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。”意味着煤电电价通过容量电价机制实现了拆分细化。煤电通过容量电价回收成本，电量电价参与电力市场竞争，可以发挥电力市场配置资源的作用，引导市场形成更为准确、有效的电能量价格，打破过去“以煤为锚”的格局。同时随着火电调峰服务参与市场，降低了新能源电源进入市场的成本，有利于新能源高比例参与市场交易，带动电力市场整体交易电价下降，对分摊费用的工商业长期利好。在当前时点推出容量电价，市场煤价自高位已经有明显回落，短期来看对导致工商业电价影响也相对有限。
煤电容量电价如何与其他政策衔接？
《通知》内提出多项与电力市场化改革、电力现货市场、全国统一电力市场等政策相衔接的说法和措施。
——坚持市场化改革方向，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设。
——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。
——电力现货市场连续运行的地方，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制。
《通知》明确坚持市场话改革方向，定位于推动电力市场系统体系建设，在煤电容量电价水平、定价方式、退出方式等方面与电力市场化改革相衔接。《通知》提出将容量作为公共性产品，纳入系统运行费用，由用户侧支付费用，摒弃了部分地区采用的由新能源承担转型费用的电源侧代偿机制，构建了由全社会承担转型成本的可持续市场机制。
《通知》明确容量机制与电力现货市场建设相衔接，鼓励现货实际运行地区在《通知》提出的基础上，探索适应当地市场化的发电侧容量电价机制。此前在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》也提出过，在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入爬坡等新型辅助服务，《通知》也在此基础上做出进一步落实。
