山雨欲来？容量电价对现货市场的影响浅析-北极星售电网

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2023年11月10日，国家能源局和国家发改委联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），随着我国新型电力系统建设加快，可再生能源在电力系统中的占比越来越大，可再生能源出力具有间歇性、波动性、随机性的特点，这对电力系统的安全可靠运行也提出了更高的要求，煤电从基荷电源向调节性资源转型的步伐也随之加快，新的容量电价机制将煤电的单一制电价改为两部制，分成电量电价与容量电价两部分。新的电价机制将缓解煤电企业的经营压力，为煤电企业增加新的成本回收渠道，同时也有利于整个电力系统提升可再生能源的消纳能力，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，加快构建新型电力系统。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：叶停停）

针对《通知》该部分的讨论已经很多，但是大多数是对两部制电价机制本身以及该电价机制对整个电力系统的长久影响进行讨论分析，但其对电能量市场本身的影响却鲜有讨论。容量电价是否会影响现货价格呢，我们结合山西电力现货市场针对这一部分内容进行讨论。

要想讨论该价格机制的影响，还是要看文件中对于容量电费分摊与考核机制的具体要求：

政策内容三：容量电费分摊。煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。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。

对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。其中：（1）配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊。（2）其他煤电机组，原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑送电省份外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。

对未纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。

政策内容四：容量电费考核。正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定，下同）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局结合电力并网运行管理细则等规定明确。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。应急备用煤电机组的容量电价，由省级价格主管部门会同能源主管部门按照回收日常维护成本的原则制定，鼓励采取竞争性招标等方式确定。应急备用煤电机组调用时段电量电价，按同时段最短周期电力市场交易电价水平确定。应急备用煤电机组具体范围及管理办法由国家能源局另行明确。

根据政策内容四规定，煤电机组当月发生四次无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定）提供申报最大出力的，当月容量电费扣减100%，收入为0元，全年有三个月触发容量电费扣减100%的，将取消其获取容量电费的资格。

以山西660MW煤电机组为例，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；山西容量电价按照其30%左右执行，即100元/千瓦每年，全年的容量电费收入为660*1000*100=66000000元，六千六百万元。因此对于煤电机组来说，应尽量避免出现无法按照调度指令带到申报最大出力的情况（ 2024~2025年各省省级电网煤电容量电价见下表）。

注：2026年起，云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于70%，其他地方提升至不低于50%。

在实际交易过程中，为避免上述情况，火电在现货市场进行报价时会更加谨慎，尤其在迎峰度夏或春检、秋检等供需紧张时，对于一些性能相对较差或受到其他因素影响如煤质等导致出力受限的机组，由于最大出力上限已经在月度申报完毕，若分日现货申报出力上限不变，火电机组在顶峰出力时段的报价将更为谨慎，避免中标但无法执行的情况。因此，理论上，现货市场高峰时段的报价曲线将更加陡峭，高峰时段有进一步电价上行风险。

以山西为例，下图是2022年1月至今的早晚峰负荷率热力图，可以看到在8月、9月晚高峰的18:00—20:00、10月的17:00—19:00的等时段供需情况紧张，价格有上行趋势。

图1 山西早晚高峰负荷率

除此之外，假定无其他场外因素以及中长期交易的影响，火电机组理性报价则应该按照其平均成本进行报价，火电平均总成本 = 平均固定成本 + 平均变动成本，而其平均固定成本部分在新的两部制电价规则下，将有一部分可以以容量电费的形式回收。在容量电价未出台之前，火电应该按照边际成本报价还是平均成本报价市场一直有争议，预计政策实行后，电能量在现货市场报价将更贴近平均变动成本报价。因此，其他条件不变时，现货平段电价有进一步下行可能。

图2 单一机组报价拟合曲线

在实际参与现货交易中，第一段报价更多的还需要考虑“保开机”的问题，而高出力段需要结合机组运行特性与考核约束考虑，并且在实际交易过程中，高出力段由于供需关系紧张，报价也会更高，因为只有中间的出力段按照边际成本报价的可能性更大，报价时的成本变化将会带来报价行为的改变，导致现货平段价格变化。

结合以上两点，长远来看，如下图所示，未来的现货报价拟合曲线“尾巴”将翘的更高，而“前端”将更加平滑，这是新型电力系统的随新能源装机比例增加的未来趋势。供给曲线更为陡峭意味着价差也将进一步变大，有利于现货市场价格充分发挥其信号作用，激励源荷调整，同时对电网系统安全平稳运行也能够发挥积极作用。但矛盾都是对立统一的，现货峰谷差的拉大意味着现货偏差结算的波动风险进一步拉大，将对参与现货的企业的交易能力与控风险能力提出了更高的要求。

图3 报价拟合曲线对比

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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