中國儲能網訊：近日，國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱《通知》）提出，為適應煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型的新形勢，決定將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價。其中，電量電價通過市場化方式形成，容量電價按照固定成本的一定比例給予補償，后續(xù)將根據煤電轉型進度等實際情況逐步提高。
《通知》直接改變了煤電電價的形成機制及商業(yè)模式，這也是繼抽水蓄能之后，我國提出的第二個容量補償機制。此前，多個電改文件提到了容量成本回收機制，主要是方向性的政策。不少地方進行了一些初步探索，比如，廣東對火電提出了容量補償機制，而山東的容量補償機制覆蓋參與電力現貨市場的火電、新能源、獨立儲能等多種資源。
以風光為代表的間歇性、波動性新能源在保障系統(tǒng)發(fā)電充裕度上的作用有限，這就需要與之相匹配的靈活可控資源為系統(tǒng)提供充裕和足夠的調節(jié)能力。目前，通過電能量市場實現容量資源成本回收的難度較大，主要原因是在我國電力保供穩(wěn)價的背景下，政府對電能量市場價格實行上下限價，很難通過以峰時高電價的稀缺電價方式為容量資源提供成本回收渠道。盡管已發(fā)布的相關政策中提到過探索稀缺電價的可能性，但目前采用上下限電能量價格和容量電價的組合模式既有利于更好地界定和發(fā)揮不同資源在電力系統(tǒng)中的功能，激勵有效容量投資，也有利于終端電價穩(wěn)定在合理水平，更具可操作性。國外容量電價機制的建立通常有兩個重要前提條件：一是電力系統(tǒng)中容量充裕度不足，二是現有政策對容量資源投資的激勵作用有限或是系統(tǒng)中的容量支撐性電源存在持續(xù)性虧損。煤電是目前保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定的重要資源，但存在持續(xù)性虧損。在利用小時數持續(xù)下行的情況下，煤電亟需通過容量價值回收固定成本。
●● 產生一系列重要影響
《通知》提出的煤電容量補償機制將帶來煤電電價的重新調整，并影響到其他電源品種價格以及終端電價?！锻ㄖ穼⑦^去煤電由基于總成本形成的基準電價調整為“容量電價+電量電價”模式，預計各地區(qū)基準電價也會有所調整，已經通過容量補償的固定成本部分將會從基準電價中剔除。對煤電企業(yè)而言，這有利于回收固定成本，緩解部分經營壓力。《通知》還提到，后續(xù)會進一步明確能夠獲得容量補償的煤電機組需要滿足的能耗、環(huán)保和靈活調節(jié)能力要求，這將有利于推動煤電企業(yè)開展“三改聯(lián)動”，改變過去靈活性改造意愿不強的問題。對其他電源價格而言，目前大部分電源價格參照煤電基準價格形成。煤電基準價格變化將帶來其他電源的價格變化，預計將有所下降。對終端工商業(yè)而言，容量電價將通過系統(tǒng)成本分攤到工商業(yè)用戶，但電能量價格將有所下調，終端電價是否提高還需要看兩者的抵消情況。根據國家發(fā)改委的說明，工商業(yè)電價將總體保持穩(wěn)定。
目前，不同容量資源由于利用率、市場化程度等情況不同，對煤電容量電價的“反應”也有所不同。抽水蓄能已實施兩部制電價。廣東、江蘇等氣電大省大多對氣電實行了兩部制電價。有一定容量價值的核電、水電等可以通過高利用小時數和較為穩(wěn)定的電價獲得收益。風光等新能源容量價值較小且發(fā)電邊際成本低，也尚未完全進入市場，亦可以通過多發(fā)電獲利。但對于已經逐步顯現出容量價值的新型儲能、虛擬電廠等資源，與煤電相比則可能出現競爭力不足的情況。
●● 仍需從四方面完善
與抽水蓄能兩部制電價明確通過容量電價收回全部成本并實現資本金6.5%的收益率不同，煤電容量電價基本只覆蓋一定比例的固定成本回收，合理收益還需通過電量電價實現。因此，煤電容量電價與基準電價（包括中長期、現貨價格）、輔助服務費用等存在緊密的關系，并影響到其他資源價格的變化，建議在下一步具體實施中逐步完善與細化。
首先，容量補償機制要與地方電力規(guī)劃和市場機制相協(xié)同。容量補償機制主要通過政府主管部門核定的方式確定補償水平。過低會導致補償力度不夠，難以激勵容量資源投資甚至影響電網安全；過高則會帶來資源浪費的風險。應通過配套規(guī)劃及其他機制的約束來協(xié)同引導資源優(yōu)化配置。一是通過科學規(guī)劃引導容量充裕度建設。可基于區(qū)域內外的可用容量及電網聯(lián)絡，評估區(qū)域內的容量充裕度，通過電力規(guī)劃引導區(qū)域內的煤電等資源保持在合理水平。二是通過完善多市場間的銜接，避免容量成本過高的補償。當前，各地電力市場化進程不一致，一些地區(qū)的電力市場尚未開展現貨市場，有些地區(qū)可能還有其他類型的輔助服務市場。厘清容量電價、電量電價和其他輔助服務費用之間的關系，應剔除已通過容量電價回收的部分。
其次，容量電價劃分要與機組服役年限、利用效率等因素相匹配?！锻ㄖ芬匀珖弘娖骄?30元/千瓦·年作為固定成本基數，分為30%或50%固定成本回收比例給予容量補償電價。以平均值作為固定成本標準，對投資造價控制較好、經營管理能力較強的企業(yè)預計將產生固定成本收益，有利于推動企業(yè)投資和運營管理水平的提升。但在實踐中，固定成本回收情況往往還受不同機組類型、服役年限、利用小時數等因素的影響。以服役年限為例，有些機組可能已經回收或即將回收其初始投資。若還以330元/千瓦·年的標準作為補償基數，會導致部分機組獲得超額收益，并讓老機組處于優(yōu)勢地位，反而不利于煤電的低碳轉型。同時，各省份電力低碳轉型程度差異較大，比如，在煤電利用小時數、可再生能源技術經濟性等方面，一些省份還存在較為明顯的檔位差異，兩檔劃分也難以反映固定成本回收的合理性以及兼顧可再生能源的發(fā)展。可以考慮由各省份以《通知》提出的煤電容量電價及補償比例作為初始指導價格，根據自身情況制定差異化的容量補償價格和回收比例。
再次，容量資源建設及配套容量機制要兼顧資源多元化和低碳化發(fā)展。鑒于長期處于虧損狀態(tài)的煤電在近中期需要發(fā)揮重要的靈活性功能，相關部門先期出臺了針對煤電的容量電價。但為盡快實現“雙碳”目標，需要加大非煤靈活性資源的開發(fā)和利用，包括其他電源品種、儲能、需求側資源以及多資源組合等，特別是未來將要成為主體的可再生能源，也需要更好地激勵其主動通過多能互補、配置儲能等方式提升提供有效容量的能力，這也是新型電力系統(tǒng)“先立后破”的關鍵。應盡早建立體現碳排放水平和靈活調節(jié)能力的多元資源容量價值評估機制和標準，從簡單的固定成本補償方式向以容量價值認定為導向的容量電價轉變，各類資源按價值匹配相應補償或參與市場競價，這里的價值包括對出力的可靠性、持續(xù)時間、響應速率等要素的考量。同時，還可以嘗試波動性的時段定價，體現用電峰時的容量價值。目前，在山東、新疆等地，除了煤電、氣電、抽水蓄能等已有的容量補償資源品種外，對新型儲能等新興資源也給予了適當的容量電價，成為對低碳容量資源激勵方式的有益嘗試。
最后，分階段推動容量補償機制向多元化資源競爭的容量市場過渡。在積累實踐經驗的基礎上，要逐步從容量補償機制向容量市場機制過渡，以市場拍賣競價等方式發(fā)現容量價格。通過價格信號引導投資，確保長期容量充裕度。先期可在容量供應相對寬松的省份，引入少量非煤電的資源品種入市，建立簡單且操作性強的容量市場。在確立有效的容量評估方法和健全信息披露制度后，可考慮進一步細分容量資源價值，放寬參與容量市場的資源類型門檻，但要根據容量的實際可用性及效果，強化失約懲罰，而不是簡單地實行收入減免。此外，還要著重提高可再生能源參與容量市場的積極性，激勵其主動提升可靠容量水平，引導可再生能源對煤電逐步形成可靠替代。
未來，隨著市場的不斷完善，我國將“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”，形成百花齊放的容量資源市場，支撐可再生能源“立”得住，為電力系統(tǒng)提供更加清潔低碳的有效容量保障。
（作者系自然資源保護協(xié)會項目主管）
