政策解讀 | 柴瑋：煤電容量電價機制出臺 五大亮點值得關注
點擊次數：1576次 更新時間：2023/11/13
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編者按：繼國家發展改革委、國家能源局下發《關于建立煤電容量電價機制的通知（征求意見稿）》兩個月后，《關于建立煤電容量電價機制的通知》正式出臺，容量電價“靴子”落地，我國電價改革再下一城。
煤電轉型是能源轉型中的關鍵問題，煤電可持續發展關乎我國能源安全與“雙碳”目標的穩妥推進。在構建新型電力系統的變革浪潮中，傳統能源與新能源的角色定位發生深刻變化，亟需建立與之相匹配的新的價格機制。此次《通知》的出臺，對于我國電價改革具有里程碑式的意義，標志著新型電力系統中體現電力多元價值的價格體系正在逐漸建立。“電聯新媒”特邀請行業專家解讀本次新政，深入分析該政策對于我國保障能源安全、推進低碳轉型，以及構建全國統一電力市場體系的深遠影響和重要意義。
11月10日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱“通知”），這是繼國家發展改革委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）后，深化電價市場化改革的又一重大舉措。
一、重要意義
煤電容量電價是貫徹落實黨中央、國務院深化電價改革決策部署，調整電價結構的關鍵一步。隨著我國電力市場快速推進，電量電價通過市場化方式形成，而容量電價體現了煤電對電力系統的支撐調節價值。實施煤電容量電價，從電價結構角度，定義了電力商品的不同價值。煤電容量電價是適應新能源快速發展、實現我國能源綠色低碳轉型的現實需要。當前我國最大電力負荷仍將保持中高速增長，新能源間歇性、波動性的出力特性，對系統的靈活調節能力提出了更高的要求，而煤電目前是最經濟、最穩定的調節電源。煤電容量電價是保障我國電力供應安全的重要手段。現階段，我國仍然主要以煤電保障電力供應安全。煤電容量電價的實施有利于穩定投資者預期，保障我國電力系統中有充裕的有效容量，從而確保電力安全穩定供應。《通知》中明確此次煤電容量電價機制適用于合規在運的公用煤電機組。燃煤自備電廠、不符合國家規劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組，不執行容量電價機制。上述適用范圍完全契合容量電價的本質，即容量電價是針對在電力系統中能夠提供有效容量的電源，得到容量電價就意味著需要按要求履行容量義務，而自備電廠顯然不符合這樣的要求。同時，《通知》也提出，在電力現貨市場連續運行地區，可研究建立發電側容量電價機制。雖然當前只適用于煤電機組，但建立發電側統一的容量電價也已被提上日程。從電力系統的需求來看，各類型電源所能提供的有效容量，其價值都應該按照統一的標準來衡量。但是，前提是各類型電源電價完全由市場化形成，而目前只有煤電機組電價實現了100%市場化，因此此次容量電價只涵蓋了煤電機組，其他全部或部分執行政府定價的機組并不適用容量電價。《通知》中明確煤電容量電價標準全國統一確定為每年每千瓦330元，價格的核定主要按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定，并綜合考慮了電力系統需要和煤電功能轉型等因素。今年7月，中央全面深化改革委員會第二次會議審議通過《關于深化電力體制改革加快構建新型電力系統的指導意見》，強調要加快構建清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統。從建設新型電力系統需求的角度看，對煤電實施容量電價，恰恰是實現這一目標的重要手段。此外，基于各地煤電機組在電力系統中轉型速度的不同，《通知》分別規定了不同比例的容量電價。比如，對云南、四川、河南、重慶、青海、廣西、湖南等7個轉型速度較快的地區，按照50%容量電價（165元/千瓦）執行；對于其他地區，在2026年以前，則按照30%容量電價水平（100元/千瓦）執行。2026年開始，統一按照不低于50%水平執行。確定全國統一的容量電價標準充分考慮了在新型能源體系中，各地煤電機組的轉型進度的客觀情況，同時又兼顧了各地差異化實際情況，因地制宜提出了現階段各地不同的容量電價，有利于初期政策落地和執行到位。亮點三：體現容量價值，容量電費由全體工商業用戶承擔煤電容量電價在實施后，將納入系統運行費，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤，由電網企業隨當地代理購電用戶電價按月發布、滾動清算。首先，全體工商業用戶作為電力的最終消費者承擔容量電費，體現了煤電容量電價的定位，即煤電容量電價是為整個電力系統提供長期、穩定電力供應，以及激勵和引導有效容量投資而建立的；其次，代理購電制度在全國范圍內實行后，抽蓄容量電費、燃氣容量電費都納入系統運行費，由電網企業按月隨代理購電用戶電價進行發布。此次煤電容量電價也采取了同一種方式，為將來更好統一、合理疏導各類型電源的容量電價奠定了非常好的基礎。亮點四：涵蓋范圍全面，煤電容量電價同樣適用于跨省跨區煤電機組《通知》特別針對跨省跨區煤電機組容量電價按兩類情況分別進行了規定。第一類是針對納入受電省電力電量平衡的跨省跨區配套煤電機組，其容量電費按受電省標準確定，并由受電省用戶承擔，若涉及多個送電方向，那么可按照分電比例或送電容量比例分攤；第二類是除配套煤電機組之外但同樣納入受電省電力電量平衡的煤電機組，考慮到這類型煤電機組與配套電源不同的是，它不是專門為一個或多個受電省提供電力電量供應的，而是部分外送、部分支撐本地電力供應，所以需要由送受雙方按照一定比例對容量進行分配。在這種方式下，存在一定的不確定性，從容量需求的角度，恰恰需要提供長期、穩定的有效容量，因此在未來實際操作過程中，還需要送、受方按照實際情況進一步細化和明確。對跨省跨區煤電機組實施容量電價，最大的意義在于，受電省、送電省支付煤電容量電價，相當于“鎖定”了煤電機組的這部分容量。也就是說，今后在簽訂跨省跨區中長期合約時，不僅需要明確電量、電價，受電省也應當按照容量電價分攤情況，約定高峰時段電力保障要求，這對于進一步理順跨省跨區送電機制、規范跨省跨區送電中長期合約的執行意義重大。《通知》規定，煤電機組如無法按照調度指令提供所申報的最大出力情況的，將相應扣減容量電費。如月內發生兩次，扣減當月容量電費的10%，發生三次扣減50%，發生四次及以上扣減100%；如自然年內月度容量電費全部扣減的情況累計發生三次，則取消其獲得容量電費的資格。考核機制的建立，將有利于激勵機組提升設備可靠性，確保煤電機組按要求履行容量義務，從而保障電力供應。當前，我國正在積極穩妥地推進“雙碳”目標實現，確保電力安全穩定供應是實現這一目標的基本前提。煤電容量電價的提出正是著眼于能源轉型需求，通過調整電價結構來適應煤電機組在電力系統中功能的轉變——由電量提供主體轉變為容量提供主體。目前我國煤電裝機為10.8億千瓦，占全國發電裝機占比49.1%，煤電容量電價機制的建立，意味著我國近一半的發電裝機的電價結構調整為兩部制電價。隨著電力市場建設的加快推進，未來其他各類型電源的電價結構調整步伐將會越來越快，而容量電價的形成方式也必然要向著更加市場化的方向推進。從國際經驗來看，容量成本回收機制主要有幾種形式，包括容量市場、稀缺電價、容量補償機制，以及戰略備用。容量市場是以競爭方式形成容量價格，是競爭性電力市場的有機組成；稀缺電價是設置極高的電能量價格上限，通過在市場供需緊張時段的電能量收入回收容量成本；容量補償機制是對發電企業的容量投資進行直接補償，通過設計相對穩定的容量電價，為容量投資主體提供穩定預期；戰略備用機制一般獨立于電能量市場，由能源主管部門、電網企業和監管部門共同確定容量需求并與容量提供主體簽訂合約。相比較而言，容量市場是最具有市場化特征的方式，但市場設計較為復雜，特別是對于容量需求確定的預測準確性要求比較高，而容量補償機制建設難度和風險較低，容易實施。稀缺電價由于需要對批發市場的電價有較高的承受能力，且價格波動風險較大，不適用于我國。戰略備用機制未來可根據應急備用容量的需求單獨設計。綜上，雖然現階段我國采用了較為穩妥的容量電價方式，但未來通過建立容量市場，涵蓋各類型電源的、以科學的方式確定容量需求、以更加市場化的方式確定容量電價將是必然趨勢。
此外，從容量機制與電力現貨電能量市場的關系來看，以美國的PJM市場為例，要求無論是PJM市場區域內的發電資源，還是區域外的發電資源，只要是在容量市場中標，就必須要參與日前市場，并履行容量義務。我國目前已有不少地區都已經或正在開展電力現貨市場建設，煤電容量電價的出臺，或后續建立發電側統一的容量電價，都需要各地電力現貨市場規則及時的進行完善。可以預見，隨著我國電力市場建設的持續深入，價格機制改革的“龍頭”作用將愈發凸顯，相信必將帶動我國電力市場建設朝著更加市場化、更加規范化、更加科學化的方向穩步邁進！
來源：柴瑋 電聯新媒
