容量電價機制是中國電力體制改革行程中又一重磅政策，對理順煤電價格形成機制、科學反映成本構成、更好發揮煤電行業的基礎保障性和系統調節性作用具有重要意義。
煤電容量電價機制正在多地落實。
近期，山東、四川、甘肅、廣西、河北、福建等地就貫徹落實【國家發展改革委 國家能源局關於建立煤電容量電價機制的通知】——從2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策的要求，結合各地具體情況，就容量電價水平、電費分攤、電費考核等提出具體措施，以統一規範考核機制，確保電力市場平穩執行。
容量電價機制是中國電力體制改革行程中又一重磅政策，對理順煤電價格形成機制、科學反映成本構成、更好發揮煤電行業的基礎保障性和系統調節性作用具有重要意義。那麽，容量電價機制將如何發揮作用？隨著電力體制改革的深入，如何引導煤電、可再生能源等市場參與者有序競爭？下一步，容量電價機制改革又將如何推進？
意義重大
容量電價機制是保障煤電發展的迫切需求。近年來，受煤炭價格高企等多重因素影響，煤電企業出現大幅虧損。根據要求，煤電單一制電價調整為兩部制電價，電量電價透過市場化方式形成，容量電價體現煤電對電力系統的支撐調節價值，可以簡單類比為固網電訊的「電話費」和「座機費」。
2024—2025年，多數地方透過容量電價回收固定成本的比例為30%左右，部份煤電功能轉型較快的地方采用50%。博眾智合能源轉型論壇電力專案主任尹明分析，采用50%比例的省份分為三類：第一類是火電裝機占比較低，比如四川、雲南、青海，近年來其火電裝機比例均低於15%；第二類是近年用電量增速快且水電占比較高的地區，比如廣西、湖南、重慶；第三類是煤電發電利用小時數低的煤電裝機大省，本地電網及其所在區域電網平衡能力有限的省份，比如河南。
與此同時，容量電價機制是適應煤電功能轉型的必然需要。「新型電力系統和傳統電力系統最大的不同是底層邏輯發生變化，隨著越來越多的間歇性、波動性、隨機性新能源發電占比提高，為電力系統註入更多‘概率性’‘不確定性’因素，‘變’成為常態，短期應急頻發、長期充裕問題突出。」尹明指出，傳統電力系統以電量價值「一家獨大」，但風光新能源引入電力系統後，調節資源和功能要充分調動起來，電力系統價值趨於多元化，包括電量價值、容量價值、調節價值和綠色價值。其中，唯有容量價值缺少變現途徑，這並不合理。
「風電光伏有間歇性且強相關性。一個電網中，這個地方沒風，往往那個地方也沒風。光伏相關特性更為明顯，同時有也同時沒有。而電網要求任何時段都有電可用。」中國碳中和50人論壇特邀研究員王康指出，新能源裝機增加帶來發電量的增長，但並沒有提升電力系統的有效容量。容量電價機制正是透過成本回收來保障電網有效容量。
「 業內對煤電容量電價機制盼望已久，有利於穩固煤電板塊收益，減輕煤電企業的生存壓力 。 」中國能源研究會理事陳宗法指出，煤電在未來相當長的時期內，仍將承擔能源電力保供責任，政策在一定程度上讓煤電企業吃下「定心丸」。
未達預期
煤電容量電價機制對終端使用者用電成本影響幾何？
根據要求，煤電容量電費納入系統執行費用，每月由工商業使用者按當月用電量比例分攤。尹明算了一筆賬，市場化使用者終端電價構成中，電量價格占65%左右，輸配電價占25%左右，系統執行費用（包括輔助服務、政府性基金與附加、上網環節線損費、煤電容量電費）在10%左右。「透過1月全國各省電網代購電價來看，大多數地區工商業煤電容量電費分攤為0.01—0.02元/千瓦時，雖然在整個電價構成中占比不高，但以2023年全社會用電量9萬億千瓦時、工商業用電占比80%計算，容量電價費用大約在700億—1400億元左右。算下來也是一筆大支出。」
「實際上，政策低於業內預期。我們當時認為，容量電價會在電價基礎上單獨增加一塊，而現在的做法是將電量價格一分為二——容量電價和電量電價。因此，使用者支付的電價僅做了結構性調整，並沒有推動整體電價水平上漲。而且政策要求2026年起，將各地透過容量電價回收固定成本的比例提升至不低於50%。什麽時候提升到100%，還有待進一步明確。」業內人士坦言，「這個容量電價機制是權衡了地方利益、煤電企業利益和電網利益制定的。這也綜合了中國實際情況，是對終端使用者電價承受能力的保護，電價不能無限制地上漲。」
就具體操作而言，煤電容量電價機制適用於合規在運的公用煤電機組。「正常執行的機組可以享受容量電價，那麽，正常檢修期的機組是否也應該享受容量電價？」尹明認為，應該享受部份容量電價，因為檢修是圍繞正常執行、正常發電而做的一項必要工作，並不是選擇項，但多大比例可以探討。
「 容量電價僅解決了全部成本7%—8%的問題，份額實在太小了 。」業內人士認為，不要指望煤電容量電價機制幫助煤電企業從根本上脫困，從財務確定性來說，煤電估值模型會有所改善，但對社會投資有多大吸重力，還有待觀察。
走向市場
業內普遍認為，煤電容量電價機制是一項過渡性政策，將在具體實踐中不斷修正完善，最終走向容量市場。
倫敦證交所集團中國碳組負責人靳博陽指出，目前煤電還未完全過渡到調峰電源的角色，因此，用於計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元，並未對每個電廠、機組進行區分，比如究竟是老舊機組、高能耗高排放機組，還是超超臨界機組。未來應考慮將容量電價傾斜給那些反應速度更快、靈活性更高、能給電網即時出力的機組。 「吃大鍋飯」式同等對待不合理。區別對待不同機組，是容量電價機制下一步改革方向 。
「清潔高效煤電‘留得住’，能源保供‘無大礙’」。陳宗法認為，保障煤電可持續發展的核心是煤電聯動是否到位。2024年要繼續推動地方政府落實煤電基準價可以上浮20%的政策，管控煤價，保持煤電合理的比價。「煤價漲了，煤電價格可以跟著漲；煤價跌了，煤電價格也可以跟著跌。」
「不只煤電，在電力系統中，市場上出現的多類別、多時間尺度，能夠解決平衡性問題、長期充裕性問題的參與者，都要認可其價值，進行價值變現。容量電價市場化有利於各行業有序競爭。」尹明進一步建議，建立計算煤電機組固定成本標準的評價體系和捲動修訂機 制，確保容量電價能更好地反映煤電行業經營和盈虧情況。重視建立煤電容量電費對工商業電價影響程度評價體系，適時調整比例系數，確保電力綠色轉型與經濟社會發展相協調。
「目前，中國煤電容量電價機制是透過財務反算，以保證煤電基本收益為原則，形成類似標桿容量補償電價的機制，尚沒有實作市場化。」王康同樣認為，中國容量電價機制將緩慢過渡到容量市場，讓市場為有效容量定價買單、為長期能力付費。
文丨本報記者 盧奇秀
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責編丨李慧穎
