煤电容量电价如何重塑我国电价体系？

“煤电终于吃上了‘低保’”“政策补齐了我国保障电力供应的关键‘拼图’”“这标志着我国电力市场化改革第一次真正具备了相对完整的政策体系”……国家发改委、国家能源局近期联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》后，煤电价值正在被重估，我国电价体系正在被重塑。

(来源：微信公众号“电联新媒” 作者：赵紫原)

受资源禀赋影响，煤电是能源转型“破”与“立”之间保持平衡的关键“一棋”。煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源，近年来国内新能源快速发展，迫切需要煤电更好发挥基础性支撑调节作用。煤电定位向“基础保障性和系统调节性电源并重”转型，但政策调整或滞后、或空缺、或约束，无法确保煤电的经济性，继而难以保证可再生能源大规模接入所需的灵活性、充裕性和可靠性。当其生存成为全局性问题时，能源安全风险加大。“落子”煤电容量电价，并非出于对亏损煤电的“偏爱”，而是对已经暴露的遗留问题的可行应对。

业内人士认为，“双碳”目标下，电力行业进入到了“能源转型期”“改革深化期”“新型系统构建期”三期叠加的新阶段，煤电容量电价的出台，既让保供有了“底气” ，又让减碳有了“利器”。煤电容量电价的出台恰逢其时，我国电价体系愈发精细，电力行业启程新航线。

意在建立电力系统可靠性机制

矛盾是改革的切入点，出台煤电容量电价机制，让煤电“活下去”意在保障系统安全充裕。

五大发电集团2017年开始亏损，时至今日，中电联信息显示，2023年上半年，大型发电集团煤电亏损面仍达到50%左右，部分大型发电集团仍整体亏损。煤电长时间、大规模亏损的直接原因有很多，利用小时数下滑、燃料成本居高不下，根本原因在于，煤电承担了能源转型的系统成本，一是让路，煤电持续腾出发电量空间，电量收入减少;二是兜底，高比例接入电力系统后增加了系统调节的负担，为了维持用户电价稳定，煤电“自掏腰包”提供辅助服务。而基于变动成本竞争的电力现货市场，对发电企业回收固定投资形成了巨大挑战，这些问题造成发电投资不足，辅助服务资源和有效容量短缺，对系统可靠性和供应安全受到影响。2021年中至2022年初，伴随着新能源装机的持续扩张，在极端天气刺激下，发挥保障功能的煤电“用时方恨少”，电力系统缺乏有效容量，全国出现了大范围缺电，保供压力陡增。

中电联规划发展部改革处处长孙健指出，传统模式下燃煤发电利用小时普遍较高，各省燃煤标杆电价统一涵盖了发电企业的固定成本和变动成本。在当前能源转型进程中，燃煤等火电企业转向支撑性和调节性电源，同时发电利用小时数也越来越低，煤电由2015年以前的年发电5000小时以上降低到上年度的4300小时，未来这个利用率还会进一步降低。“煤电的固定成本越来越难以通过单一电量电价来回收，长期会影响传统电源的投资运行，进而威胁到能源转型进程和电力安全保供。”

正确发挥电价引导投资的经济信号作用，建立保障电力系统可靠性的机制是当务之急。国家发改委、国家能源局于去年1月正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，《意见》将“因地制宜建立发电容量成本回收机制”纳入“构建适应新型电力系统的市场机制”中。经过近两年筹备，煤容量电价政策正式面世。《通知》明确，当前阶段，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，更好保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型。

什么是“两部制电价”?两部制电价主要包含基本电价和电度电价，前者类似固定电话的“座机费”，以用户设备容量或用户最大需量计算，与实际使用电量无关;后者类似于固定电话的“电话费”，用得多则交得多，反映的是供电成本中的变动费用。通俗而言，就是《通知》将之前的电价进行了分解，给拥有“有效容量”的煤电机组“座机费”。

《通知》甫一发出，迅速引起业内高度关注，“煤电的‘救命稻草’来了”“煤电可以躺着挣钱了”“煤电不干活也能有‘补贴’”等评论层出不穷。这种说法从某些角度看不无道理，政策的出台确实为煤电企业吃下了“定心丸”，但并不全面。

在中国社会科学院财经战略研究院研究员冯永晟看来，容量电价与“补贴”完全不是一个概念，而是其应该获得而一直没有得到的合理回报。“纯电能量市场，也就是国内目前存在的中长期交易，以及现货市场都无法为煤电机组提供完整回收容量成本的可能，无论是理论上还是现实中，均如此。实际上，煤电容量电价是非常必要且可行的政策。”

业内人士刘武林(化名)表示赞同，“补贴”并不贴切。“补贴”是额外给的一笔钱，与其说是“补贴”，不如说容量电价是给予煤电的一种“补偿”，为的是补偿煤电的固定成本。对于各类型电源来讲，煤电提供的功能是最全面的，但是煤电在电力行业中的待遇却是最差的，不弃风、不弃光、不弃水，核电也为了保安全几乎是满发状态，燃气机组有补贴，只有煤电“干最多的活拿最少的钱”。因此，给补偿的前提是前期有亏空，而不是额外“加餐”，没必要认为只给煤电容量电价是对电力行业的不公平，反而给煤电容量电价才是真正做到了行业公平。

我国现行电价体系更加精细

抓住改革的“牛鼻子”，从系统的角度看当下，煤电容量电价政策出台的划时代意义，在于对我国电价体系的结构性改革，首次实现了对电力商品的精细“解剖”。

孙健指出，燃煤发电成本的七成左右为燃料等变动成本，一次能源价格的波动性仍然是影响煤电价格的主要因素，另外需综合市场供需、发电边际成本变化等多种因素决定。本次容量电价为部分比例补偿，属于电价机制的结构性调整，是电价总体水平变化中的次要影响因素。

煤电容量电价是如何进行结构性调整的?假设，煤电电价为0.4元/千瓦时，每年发电2000千瓦时刚好盈利，此时度电成本里0.1元是固定成本，每年固定成本费用为200元，变动成本0.3元/千瓦时，此前这些成本统一通过度电成本回收。现在煤电利用小时数变少，每年只能发1000千瓦时，将固定成本分摊到度电成本中，每千瓦时应有0.2元的固定成本，再加上0.3元/千瓦时的变动成本，也就是最少0.5元/千瓦时才能保证不亏损。《通知》出台，意味着此前“一锅烩”的电价，被细分成容量电价与电量电价，将容量电价单摘出来，煤电收益不再跟利用小时数挂钩。

“换言之，即把原来一股脑‘打包’模式下的电能量价格进行了细化拆分，‘整羊’交易拆开卖，拆分成‘羊腿、羊排、羊杂’等，分别对应不同的使用价值，以不同的价格交易。”刘武林说。

煤电容量电价出台短板补齐，至此，我国电力商品属性被进一步还原。一般来说，电力市场主要指电力现货市场及基于电力现货交易的辅助服务市场和容量市场。电力现货市场承担着对电量和平衡进行定价的任务，也就是“无现货、不市场”的由来;容量市场或容量回收机制为可靠性商品定价，主要回收有效容量在电力现货市场中无法回收的固定成本，加上辅助服务市场承担着对调节商品定价的功能，主要包括调频和备用等辅助服务。电力的电量、平衡、可靠性、调节价值体现在电量电价、容量电价、辅助服务价格中，发挥着电力商品的时间和空间价值。

业内人士林凌(化名)补充道，电力现货市场交易电量和平衡商品，形成了分时电量价格曲线，分时电量曲线为调节商品提供了调用的“基线”，分时电量价格曲线为预留的调节容量(调频或备用)衡量机会成本提供了“基准”。电力辅助服务市场和容量市场以电力现货市场为基础，实现电力商品四个细分维度的价值。

同时，煤电容量电价对终端电价的影响备受关注。因为发电侧电价结构发生巨大变化，各电源类型电价有升有降，用户侧最终价格变动情况具体如何还是未知数。刘武林指出：“有一点可以明确，国家层面在出政策之前一定进行了大量的测算工作，确定容量电价时也对所有情况进行了综合考虑，能够保证用户侧的价格维持稳定，因此对用户侧用电价格没必要太过担忧。”在政策发布之初，国家发改委相关负责人随即表示，短期看，对终端用户用电成本的影响总体较小。长期看，建立煤电容量电价机制，提升整个电力系统的经济性，从对降低终端用户的用电成本也有好处。

其实，政策调整的目的，本质是保证发电容量充裕度，服务绿色转型，深化先立后破的思路。对清洁能源企业而言，当燃煤发电电量电价降低时，也会使得新能源、核电、水电等类型电源签约价格有一定程度的下降，最终影响新能源等电源类型收益情况。刘武林认为：“短期影响并非坏事，可以有效地抑制新能源的过热投资，同时也对电力系统的电源结构进行调整，提升电力系统的安全可靠性，缓解电力供需时段性的紧张形势，避免限电、停电状况的出现，长期来看还是利好。”

朝着市场化方向纵深推进

政策初步搭建，还需要进一步深化改革，朝着市场化方向纵深推进。

为了保障系统可靠性和供应安全，解决电力市场长期投资不足等问题，各个国家和地区的电力市场设立了不同类型的容量回收机制，如容量市场机制、稀缺定价机制及容量补偿机制等。我国为何选择从煤电容量电价政策起步?

先说稀缺定价机制。其实稀缺定价机制并没有为回收容量成本单独设定机制，简单来说，就是在电能量市场中设定了极高的限价，允许电力价格在短时间内激增，通过电能量价格回收固定成本。容量市场就是以有效容量为标的进行竞争来确定容量价格，操作最为复杂但是市场化程度最高，需要基于成熟的电力市场，并且对于需求预测以及市场监管存在较高要求，能够实现通过低成本保证系统的有效容量目标，该机制效率也最高。

最正确的并不是当下最合适的。刘武林表示，我国经历了多年的计划定价时期，大多数用户对于市场化电价没有清晰完整的概念，电价波动对于用户思想观念冲击性较大，稀缺电价机制在目前来看难以被用户所接受。容量市场机制相对来说效率最高、最符合市场经济原理，但是我国目前正处于电力市场建设的初级阶段，暂时还不具备建立容量市场的基本条件，无法与我国市场建设实际情况有效匹配，只能待留进一步探索。

我国此次发布的容量电价政策就属于容量补偿机制，由政府部门统一核定容量价格以及可补偿容量，通过行政指令方式对一定范围内机组进行补偿，市场化程度最低，但是操作较为简单，也有利于保证电力价格稳定。林凌补充道：“以政府核定价格起步，与我国长久以来的计划模式兼容，并且能够与我国电力市场化改革进行有效地衔接，既保证了政策实施的稳定性，又保证了政策能够快速实施，在目前而言是最优选。”

冯永晟告诉记者，容量电价政策在所有容量机制中，是对市场设计要求最低的一种政策选项，这一点无疑是我们考虑容量电价政策的重要因素。政策本身的内容和实施方式也因其简单易行而具有很高可行性。在相当长一段时期内，政策红利会明显高于负面影响。我们实际上面临着容量保障方面的挑战是双重的，一是充足性问题，二是灵活性问题。未来，容量机制的设计需要考虑的能更多体现和满足灵活性需求的某种新型容量机制，这在理论和政策上都需要进行创新。

对于煤电容量电价机制未来的发展趋势，孙健认为，应加强容量电价和容量市场的衔接。容量电价还需要拓宽到更多能够提供可靠容量的市场主体，包括气电等所有能够提供可靠容量的电源。随着能源转型加速和现货市场的推进，未来逐步实现容量和电量的完全解耦，条件成熟后可考虑过渡为容量市场的方式。

下一步，应在全国统一电力市场建设的大背景下，建立电力商品多元化的价值体系和精细化的电价机制。孙健指出，由不同类型电源同台竞争带来的问题更加突出，而“风光”、水电、火电等电源的成本结构、功能定位、碳排放水平均有较大差异，由电能量市场的系统统一出清价格结算，无法反映不同电源的差异化价值和成本，影响不同主体的协调可持续发展。“容量电价的出台是电价机制的重要组成部分，但与此同时应该尽快完善辅助服务市场、绿电绿证市场，以体现灵活性资源的调节价值，新能源的绿色环境价值，通过设计更加多维的价值体系，和更加精细化的电价机制，来实现我国能源电力安全、绿色、经济的多元化目标。”

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系本刊记者。