“两部制”电价的出台，能够巩固和保障煤电的“压舱石”地位，明确了煤电成本回收不再完全依靠发电，给予了其参与系统调节的动力和空间。

 

 

在行业的持续呼吁下，煤电容量电价机制终于靴子落地。

 

近日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），明确自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策。

 

新型电力系统的构建促使着煤电机组向调节性电源转型。与此同时，当前其他类型的灵活性资源部署规模尚未达到足以支撑电力系统可靠性的程度。这也意味着，在未来很长一段时间内，煤电仍将发挥重要的兜底支撑功能。因此，建立能够同时挖潜煤电机组下调能力和激励煤电机组顶峰能力的价格机制尤为迫切。

 

业内人士均向记者表示，“两部制”电价的出台，能够巩固和保障煤电的“压舱石”地位，明确了煤电成本回收不再完全依靠发电，给予了其参与系统调节的动力和空间。与此同时，容量电价机制仍是过渡性政策，未来的相关机制仍需不断完善。

 

适应新系统——成本回收机制更合理

 

在“两部制”电价中，容量电价主要回收机组固定成本；电量电价主要回收机组变动成本。《通知》明确，为适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；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。

 

业内专家指出，现行单一制电价体系，并不能充分体现煤电在电力系统中的支撑、调节价值，更不利于新能源发展下煤电的定位与转型。

 

“当前，风光新能源发展迅速，装机快速增长，但由于其不稳定性，仍需大量煤电机组兜底保供。且使用的新能源越多，所需的煤电调峰能力就越强。与此同时，随着新能源装机容量的持续增长，在新能源大发期间，以及季节性用电低谷等淡季，煤电机组就会大量闲置，利用小时数越来越低已成趋势。”资深煤炭行业分析师李廷表示。

 

记者了解到的一组数据也反映了煤电机组的“窘境”。“煤电逐步从电量型电源向基础保障型和系统调节型电源转变，利用小时数明显下降，已由2015年的5000小时以上降低至2022年的4300小时，通过单一电量电价无法回收固定成本。”中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆指出。同时，近年来，受多重因素影响，煤电企业大面积亏损。据统计，今年上半年，国内主要发电集团亏损超过100亿元，亏损面达50.6%，严重影响煤电企业的可持续发展和电力安全稳定供应。

 

中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明指出，煤电保障系统发电充裕性的价值需要货币化体现。“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，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，建立电源有效容量价值的货币化体现途径十分必要，煤电应是优先选项。”

 

容量电价机制的推出，为煤电企业提供了保障。国网能源研究院财审所价格室主任张超认为，在“双碳”目标及能源转型下，降低煤电企业成本疏导风险，为煤电投资提供一定程度稳定的预期，进而保障中长期发电容量充裕性，有利于促进新能源消纳。此外，这也为电力多元价值定价提供了有益借鉴，为未来更多资源类型纳入容量回收、更多价值类型通过机制显性化定价积累了经验。

 

“容量电价机制提供了一种稳定的收入来源，有助于弥补机组低利用小时数所带来的损失。因此，煤电要加快柔性调度和灵活性提升，使其能够更好地适应清洁能源的波动，包括提高启停速度、支持部分负载运行、改进机组的调峰能力等。”中国矿业大学经济管理学院副教授王迪表示。

 

考虑发展实际——并不是煤电的“养老保险”

 

业内人士认为，煤电容量电价机制充分考虑了电力系统运行、煤电运营和经济发展实际，具有较强的可操作性。

 

《通知》结合全国典型煤电机组投资成本，明确了煤电机组容量电价的适用范围和国家补偿标准，即煤电机组经营期内每年固定成本支出标准为330元/千瓦时，适用范围涵盖全部合规在运的公用煤电机组。

 

 

《通知》明确，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。这会否加剧工商业的交叉补贴？

 

“目前各地大多采用清单中的低价电源，如水电、部分煤电等，为居民、农业提供保障，容量机制下一部分原本由居民、农业承担的煤电固定成本转由工商业企业承担，一定程度上将加剧交叉补贴，但是整体规模可控，不会形成大规模影响。”张超分析。

 

政策性的电价机制给予了煤电参与系统调节的动力和空间，但业内专家分析，容量电价并不意味着煤电机组拿到了“养老保险”，随着电力市场建设和顶层设计的不断完善，煤电机组最终还是要面对市场化竞争。

 

“容量电价是一个过渡性政策，未来随着电力市场建设发展，将逐渐向基于市场化配置的容量补偿机制或容量市场制度发展变化。通过市场确定价格而非政府定价，将有助于更多可提供容量支持的资源通过公平竞争，获得有效补偿，进而确保电力系统发电容量长期充裕。”张超指出。

 

同时，从《通知》也可以看出，容量电价的目的并不是要完全补偿煤电机组的固定成本。《通知》规定通过容量电价回收固定成本的比例为：2024-2025年，多数地方为30%左右；2026年起，将各地比例提升至不低于50%。大唐技术经济研究院产业发展研究所研究员孙李平指出，容量电价是兜底，使煤电企业有生存的底线。“但能不能过上好日子，还是要看在电能量市场获得的边际收益。有效市场和有为政府推动全国统一大市场建设，二者不可偏废，没有容量电价的兜底保障，单靠电力市场不可持续；单靠容量电价，没有竞争，也难以让煤机高效率运行。”

 

国盛证券分析师张津铭表示，在保障了煤电长期高效参与市场化竞争的同时，随着现货市场逐步放开，煤电机组应当继续提高效率，优化报价策略，提升自己在电能量市场中的竞争优势，适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型。

 

仍处改革初期——未来应不断完善机制

 

“煤电企业分为几类，一类是有配套煤矿且产量足够用的煤电企业，一类是配套煤矿产量基本够用的煤电企业，另外一类是基本靠外购煤炭的煤电企业。要想获得竞争优势，拥有配套煤矿的煤电企业拥有了天然优势，他们可以根据市场的需要配套最适合的煤种，以便让机组与当地的电力市场特征相匹配。电价改革的核心是市场化，电价与煤价息息相关，现在的改革还在路上。”孙李平分析。

 

张津铭也指出，这次是我国的煤电容量电价机制首次出台，总体还处于这一机制发展初期阶段，后续仍有完善和进步空间。“政策出台后，争议最多的是成本疏导问题，这可能在落实中存在对政策理解不到位等阻力，建议要贯彻落实用户侧承担，避免政策变形，由其他市场主体变相分摊现象。”

 

因此，张超认为，要加快健全电能量市场价格监管制度。“容量电价为煤电企业提供了稳定回收一部分固定成本的途径。在合理的市场机制引导下，煤电企业参与电能量竞价时，应剔除这部分已确定疏导的成本后再进行市场报价。然而，我国电能量竞价市场发展尚属于初期，部分地区发电厂商集中度较大，因此无论是中长期市场还是现货市场，均需通过完善竞价规则、加强价格波动监管等措施，避免发电合谋，重复回收成本、攫取超额收益。”

 

尹明建议，要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盈亏情况；还要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与煤电功能转型相匹配。

 

与此同时，在得到容量电价的同时，煤电企业也应按要求履行容量义务。王迪认为，“一些煤电机组应加快‘三改联动’，通过加强新装备、新技术研发和试验示范工作进一步提升其灵活性和调节能力，以适应煤电容量电价机制；同时，要加快技术改进和设备升级，提高煤电机组的发电效率，降低单位发电成本，这不仅能增加机组在市场上的竞争力，也符合政府对能效的要求；此外，目前煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，煤电机组应进一步根据市场电价和政策信号来优化发电计划，灵活调整发电时段。”