对煤电容量电价机制的几点认识

11月10日，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》（发改价格〔2023〕1501号）（以下简称“1501号文”），明确提出，对合规在运的公用煤电机组实施“容量+电量”的两部制电价机制；在实施全国统一的用于计算容量电价的煤电机组固定成本标准（每年每千瓦330元）基础上，结合各地电力清洁转型的差异，采用差异化的各地容量电价具体水平又分类分档；煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按照当月用电量比例分摊。文件还明确了对煤电机组容量电费考核。理解煤电容量电价机制政策，至少应从以下几方面。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：尹明）

对煤电容量电价机制驱动因素的理解

近年来，我国风光新能源发电快速发展。与2015年相比，风光新能源2022年发电量占比从4%增长到14%，发电装机占比从11%增长到30%。2022年新增发电量和新增发电装机中，风光新能源占比分别达到了70%和66%。新能源发电是间歇性、变动性电源，在提供保障系统发电充裕性（即有效容量）方面作用非常有限，因此，需要其他电源提供系统发电充裕性和足够的调节能力。在我国，现阶段只有煤电才能满足新能源如此快速的发展和大规模接网需要，在用电高峰或大面积新能源发电出力减少时段提供顶峰出力。煤电的这种保障系统发电充裕性的价值需要通过某种途径得以货币化体现。

采用单一的电量电价，仅仅靠发电量一条成本回收途径，不能体现煤电保障发电充裕性的价值。因为后者的作用是“为系统运行提供安全感和可靠性”，这不是用电量的多少可以衡量的。

以上这两点中，前者是新型电力系统和新型能源体系构建过程中无法避免的必然性问题。新能源发电在技术创新、资本加持和社会导向的“三重”驱动下，在发电量、装机上逐渐实现对传统发电的替代，但是在确保系统发电充裕性（即确保有效容量）方面，就显得力不从心了。新能源发展规模越大，发展越快，电力系统对有效容量的需求也越高，有效容量的价值也越高。

在新能源发电占比逐渐提高的局面下，电量价值“一家独大”的局面逐渐被电能量价值、调节价值、有效容量价值和环境价值“四个支柱”所取代。这四个价值中，电能量价值可以通过电力中长期或现货市场得以实现货币化，调节价值可以通过辅助服务市场得以货币化实现，环境价值可以通过绿电、绿证，甚至碳市场得以货币化实现，但仅有容量价值尚未实现货币化体现。这也遏制了有效容量提供商的投资积极性。

因此，非常有必要建立电源的有效容量价值的货币化体现途径，而煤电应该是优先选项。

对煤电容量电价机制出台时机的理解

如何实现有效容量价值货币化体现，不是新能源发电规模化发展带来的独有问题。那为什么在当前才出台煤电容量电价机制？这可以从“三个确定性”和“一个不确定性”的角度分析。

“第一个确定性”——煤电仍然将在未来一个较长时期承担着稳价和保供的重要作用，其他电源还很难替代。一是煤电对全社会用电成本影响大。长期以来，煤电是我国电能的主体来源。从2015年到2022年，我国煤电装机占比从59%降低到44%，但煤电发电量占比仅从68%降低到58%。在此背景下，煤电价格的变化将对下游用户，乃至我国经济社会用电成本影响巨大。二是煤电企业仍是我国应急保供的电源责任主体。我国煤电央企国企占比高，发挥着重要作用。在“兜底”保障、应急任务方面，煤电企业要投入大量资金和资源，煤电企业营收和经济效益容易受到非市场化任务影响。可见，煤电行业整体的发展和经营情况直接关系到生产生活的方方面面，与新能源发电需要实现安全、可靠、有序的替代。这个过程肯定不止十年、二十年。

“第二个确定性”——上游煤炭价格仍将在较长时期内对煤电的发电成本产生重要影响。煤电发电成本中燃料成本占比高，与上游煤炭市场和价格呈现强关联性。通常，煤电发电成本中燃料成本占比超过70%。某种意义上说，上游煤炭价格在很大程度上决定了煤电发电成本和企业盈利能力。这也是煤电行业成本“脆弱性”的具体体现。高煤价对煤电行业的影响在2021年下半年体现得非常明显。“1439号”文将煤电发电量全部放入市场，并将煤电市场交易电价上下浮动范围扩大到基准价的20%，但在上游煤价变化面前，有时又显得力道不够。破解煤炭价格与煤电成本高关联性困境，将是一个长期、复杂的过程。

“第三个确定性”——高比例新能源电力系统将呈现“量力分化、供需协同”，系统对高比例新能源发电的消纳成本将呈现增加的趋势。高比例新能源电力系统需要从电力平衡、电量平衡、应急备用等多方面，投入更多的资源，系统运行与风光及气象条件、调节平衡和应急资源手段紧密相关。这不仅需要对电力系统的物理基础设施进行大规模改造、升级，还需要投入大量资源在系统数字化、智能化上，提高整个系统的“可观、可测、可控”水平，提高电力系统的时空平衡能力。这些都需要大量投资，相关成本包括：接入系统成本、电网改扩新建成本、运行平衡成本和容量充裕性成本等。这些成本投入都是为了一个共同目标——更多地消纳新能源发电，构成了新能源消纳成本。与发电成本相比，新能源消纳成本往往被人们所忽视，将其置于新能源开发利用总成本之外。随着电力现货市场的发展，运行平衡成本可以通过辅助服务市场回收，接入系统和电网改扩新建成本经过一定的监审、定价过程后可以通过输配电价回收，而容量充裕性成本尚未建立合适的回收渠道（尽管在山东等地出台了容量补偿机制）。随着高比例新能源电力系统峰谷差被进一步拉大，有效容量的价值更加凸显，如何实现其价值的货币回收将是一个重大、现实问题。

“一个不确定性”——电力供需对现货市场煤电上网电价的影响，以及新能源发电进入电力市场将给电能量价格水平带来不确定性。第一，高边际成本的煤电与几乎0边际成本的新能源发电同台竞争，本身就已处于“下风”，而且新能源发电在电力现货市场中处于优先调度地位，在风光发电大发的小负荷时段，煤电机组还要考虑到启停成本等问题，只能硬抗低电价，甚至0电价、负电价。第二，电力供需情况是电力现货出清价格的关键影响因素之一，现货价格水平直接影响发电企业的收入。尽管现货市场电量交易规模占比低，但是电力现货价格水平对于形成电力中长期协议价格却有着重要参考作用。第三，电力现货市场下，给检修期间的发电机组是否分配中长期合约电量，也会给机组带来收益上的不确定性，这取决于中长期价格与现货价格的关系。第四，当前我国各地电力现货市场还处于建设期、完善期，各地规则差异较大，包括最高和最低限价、现货市场与辅助服务市场衔接、现货市场与中长期市场的衔接、省内与省间现货市场的衔接、储能和新能源发电参与电力现货市场等，都会对电能量价格产生不确定性。因此，电力现货市场中，电能量价格的特点就是“充满不确定性”，给电力市场中的发电企业带来新课题。

这“三个确定性和一个不确定性”对煤电行业的现有的经济性分析、财务分析模型带来了深刻冲击，给煤电项目投资回报带来更多的“不确定性”，例如，每年的保供任务的不确定性、煤炭价格水平的不确定性、中长期和现货市场电价水平的不确定性等。为了与新能源发电间歇性、变动性相匹配，确保电力系统的发电充裕性，保证一定规模的有效容量，保留一定规模的煤电是必要的。即使在碳中和之后，中国的电力系统也还需要一定的煤电机组承担平衡和保障充裕性的作用，中国的降煤增绿需要一个过程。近年来，我国煤电投资已经呈现快速降低趋势，尽管又有一些火电项目在近期获批，但是，以存量为主的煤电发展新格局已经形成。

图1给出了过去十年我国电源投资结构的变化情况。由图所示可见，2012-2022年，我国火电投资占比从27%降低到12%，而风光新能源发电投资占比从19%增长到65%。可见新能源发电投资持续较快增长是我国电源投资增长的主要驱动力。如何发挥好存量煤电的作用，确保其适应向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，支撑电力绿色转型，因此，此次煤电容量电价机制的出台主要是为了解决存量煤电项目的财务生存能力和加快转型之间的矛盾，而不是为了未来吸引更多火电项目投资的。

图1 2012-2022年我国电源年投资结构变化 数据来源：中电联

几点建议

一是重视建立计算容量电价的煤电机组固定成本标准的评价体系和滚动修订机制，确保容量电价标准能更好反映煤电行业的经营和盈亏情况。“1501号文”明确规定，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。这里面的关键词是“一定比例固定成本”。如何界定煤电项目的固定成本，将是一个关键问题。煤电项目的固定成本主要包括折旧费、摊销费、工资或薪酬（不含计件工资）、借款利息、修理费和其他费用等。而根据煤电机组固定成本标准计算得到的煤电容量电价，成为系统运行费的一部分，随用电量在工商业用户身上收取，因此，煤电机组固定成本标准与重大公共利益紧密相关，应该将其置于公众视野之内，在标准统一、规则透明、第三方评估的基础上形成并滚动修订、向社会公布。重点是对燃煤发电项目与容量电价计算相关参数的确定，包括相关固定资产范围、折旧年限和方法、人员工资水平、各类修理费和摊销费比例、长期和中短期借款细分等。

二是重视建立煤电功能转型程度相关评价体系，确保煤电容量电价机制实施能与煤电功能转型相匹配。“1501号文”提出，容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行，并规定分地区差异化煤电容量电价。煤电功能转型及其相关评价标准，是一个核心指标，直接涉及到一个地区煤电容量电价水平。对于该指标，仅仅采用发电设备利用小时数的变化是没有说服力的，因为，2022年与2016年相比，在全国平均发电设备利用小时数下降3%情况下，我国煤电设备利用小时数还增长了7.4个百分点。建议加强和完善对煤电功能转型评价指标体系的相关研究，建立一套可计算、可量化、可校核的计算方法与评价模型，确保各地区煤电容量电价标准更符合本地电力绿色转型的实际情况。

三是重视建立煤电容量电费对工商业电价影响程度评价体系，确保在工商业用户电价承受范围内进行煤电容量电费分摊。“1501号文”规定，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当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。各地工商业用电量规模有差异，合规煤电装机规模有差异。从文件附件给出的高比例省份包括河南、湖南、四川、云南、重庆、青海、广西，大部分为中部和西南部省份，除了河南外，其余省份火电（主要是煤电）装机容量较小，给当地工商业用户电价带来的影响相对较小。对于煤电大省的煤电容量电价机制实施更应该关注对当地工商业用户电价的影响评估，适时调整比例系数，确保电力绿色转型与经济社会发展相协调。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系博众智合（Agora）能源转型论坛中国电力项目主任，中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员。