聚焦丨建立科學的煤電容量電價機制 支撐新型電力系統(tǒng)建設

為助力碳達峰、碳中和目標實現，適應煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型，保障電力安全穩(wěn)定供應，11月10日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《通知》），對煤電價格格局進行優(yōu)化調整?！锻ㄖ肥窃诩涌煲?guī)劃建設新型電力系統(tǒng)的要求下，為進一步確保能源安全穩(wěn)定供應而設計的重要保障機制。

政策出臺背景

一是煤電作為可靠發(fā)電資源，承擔著電力系統(tǒng)安全保供的重要責任。為滿足用戶用電需求，電力系統(tǒng)需接入充足的可靠發(fā)電容量，以保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。對我國而言，近期煤電仍是系統(tǒng)中最重要的可靠發(fā)電資源，需確保充足的煤電并網容量，以滿足電力系統(tǒng)安全運行需求。

二是隨著電力現貨市場建設快速推進，存在市場收入無法滿足煤電經營需要的風險。近日，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司下發(fā)的《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）再次明確加快電力現貨市場建設的相關要求，現貨市場價格會因新能源出力特性而快速變化，新能源發(fā)電量大的時段現貨市場價格普遍較低、新能源發(fā)電量較小的時段由于市場限價導致煤電收入受到限制，從而會在一定程度上降低煤電平價上網電價，并進一步影響中長期價格。若煤電通過電能量市場獲得的收入不能彌補其發(fā)電成本，將造成煤電企業(yè)虧損。

三是新型電力系統(tǒng)建設目標下，可再生能源裝機快速上漲，擠占了煤電發(fā)電空間。目前，我國可再生能源裝機總量約13.84億千瓦，占總裝機的49.6%，裝機規(guī)模已超火電。受此影響，煤電利用小時數將由2022年的4379小時逐步下降，2030年將降至4000～4100小時，2060年可能僅為1500小時左右。在煤電收入主要與利用小時數掛鉤的電價機制下，利用小時數降低將進一步縮小煤電生存空間，導致煤電虧損或退出，威脅電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

四是國際上有較為成熟的容量補償、容量市場建設經驗，對我國煤電容量電價機制設計提供了較好的參考。國外電力市場建設過程中，將系統(tǒng)所需的可靠發(fā)電資源由于利用小時數降低、市場限價等因素而未回收的發(fā)電成本稱為“丟失的錢”（Missing Money），為解決此問題，許多國家探索設計了體現支撐調節(jié)容量價值的價格機制。英國、美國PJM、美國NYISO等國家和地區(qū)設計了由市場競爭形成支撐調節(jié)容量價格的容量市場機制；智力、阿根廷、我國山東等地設計了基于政府確定支撐調節(jié)容量價格的容量補償機制。通過充分借鑒國外經驗、并參考我國實踐，使我國煤電容量電價機制設計更加科學合理、更好地與現行機制平穩(wěn)過渡，降低機制變化對終端用戶的電價影響。

因此，建立煤電容量電價機制是確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、助力新型電力系統(tǒng)穩(wěn)步建設的重要舉措。

《通知》的主要內容

構建煤電電價新模式

《通知》提出，煤電電量電價靈敏反映電力供需及燃料成本變化、煤電容量電價充分體現煤電容量支撐調節(jié)價值，確保煤電行業(yè)持續(xù)健康運行、電力系統(tǒng)有效容量長期充裕。

從政策目的來理解，煤電實際形成“電量電價+容量電價”的價格機制，新模式下可以更好地利用價格信號體現不同的價值信號，通過區(qū)分煤電電量電價和容量電價，分別體現煤電發(fā)電變動成本和供需形勢情況，以及可靠發(fā)電容量的價值。一方面，煤電固定成本約占煤電總成本的30%，煤電容量電價在補償部分固定成本后，市場中煤電的電量電價可更貼近邊際成本，從而提高市場運行效率；另一方面，揭示著未來電力市場化改革將向精細化發(fā)展，充分利用不同市場，靈敏地反映電力的不同價值。

明確補償范圍、合理確定補償標準并明確未來發(fā)展要求

《通知》明確了煤電容量電價適用于統(tǒng)調煤電機組，自備電廠及不符合國家規(guī)劃、能耗要求、環(huán)保和靈活調節(jié)能力要求的機組不執(zhí)行煤電容量補償；基于典型機組成本調查合理確定了煤電經營期內每年固定成本支出為330元，并依據各地經濟承受能力、煤電利用情況等因素，差異化設計了煤電容量電價的補償標準；進一步明確2026年后容量電價回收固定成本補償比例不低于50%的要求。

通過煤電容量電價設計，實現對煤電容量補償的同時，也基于各地發(fā)展情況設定了差異化補償標準。2024～2025年，各省市煤電容量電價補償標準多以回收煤電固定成本30%或50%為目標，僅四川、云南等水電占比較高、煤電發(fā)揮支撐調節(jié)作用更為顯著的省份執(zhí)行70%的標準，實現了按各省煤電運行情況差異化補償，更貼近電力系統(tǒng)的運行需要。進一步明確了循序漸進的補償費用變化模式，2026年后，各地補償比例提升至不低于50%，更有利于保障承擔安全保供的煤電機組合理經營、提高發(fā)電企業(yè)合理新建煤電機組的積極性。若遠期煤電容量價格過低，將不利于區(qū)分煤電固定成本情況，無法利用價格信號充分體現煤電容量的支撐調節(jié)價值。

明確費用承擔主體

《通知》明確煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費，按月向工商業(yè)用戶進行分攤。對于跨省跨區(qū)送電的煤電機組費用，按照“誰受益、誰承擔”的原則，由受電端省份分攤；對于送電方向涉及多個省份的，原則上按送電容量分別計算容量電費。

此次設計的煤電容量電價機制進一步落實了國家發(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）、國家發(fā)展改革委《關于第三監(jiān)管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕526號）等文件要求，確保了居民、農業(yè)用電價格穩(wěn)定，并將相關費用納入系統(tǒng)運行費向工商業(yè)用戶疏導，更好地契合了現行價格機制。同時，對涉及外送多省的煤電電源容量電費按送電容量分別計算，更好地按受益情況明確了受電端省份的責任。

明確配套機制，確保機制順利執(zhí)行

《通知》規(guī)定，一是獲得補償的機組需滿足并網調度協(xié)議明確的最大可用調節(jié)能力，對不能按照調度指令響應的機組扣減補償費用；二是對迎峰度夏、迎峰度冬期間無法滿足調節(jié)要求的機組提高懲罰力度；三是明確了應急備用電源容量電價的標準上限；四是細化組織協(xié)調、政策協(xié)同、執(zhí)行監(jiān)管等具體舉措，助力機制更好的執(zhí)行。

一方面，完善的配套機制可促進煤電容量電價合理執(zhí)行，并對獲得補償的煤電企業(yè)行為進行約束，對不能滿足要求的機組進行合理懲罰。國際上實行容量補償、容量市場的國家和地區(qū)，同樣設計了對不能履約容量的懲罰措施，以督促煤電企業(yè)合理履約。另一方面，在煤電容量電價機制執(zhí)行前，電能量市場疏導了部分煤電容量費用，因此在煤電容量電價機制形成后，提出對市場交易規(guī)則進一步完善，充分體現了機制設計的合理性。不僅如此，《通知》提出各地可研究建立發(fā)電側容量電價機制，引導包含煤電等其他發(fā)電資源共同參與，形成全面覆蓋發(fā)電側的容量電價機制，進一步體現各類電源的支撐調節(jié)價值，助力電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行。