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    煤電容量電價出臺的里程碑意義和未來展望

    中國電力企業管理發布時間:2023-12-26 15:03:21  作者:陳大宇

      11月10日,國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》(以下簡稱《通知》),煤電容量電價機制的出臺標志著燃煤發電功能轉型速度加快、電價管理機制主動與市場化改革方向相銜接、適應新型電力系統的定價機制初具雛形,具有電價改革里程碑意義,表明未來燃煤發電的發展不再以利用小時的多少作為過?;蚓o缺的判斷依據,而是主要跟隨最大負荷的變化而變化?!锻ㄖ肪哂?ldquo;重機制、推市場、利探索”三大特點。展望未來,隨著各地電力現貨市場建設加速,可行的市場化容量補償機制已經初見端倪。

      改革意義影響深遠

      電力作為集中排碳的工業行業,減少碳排放、加快綠色轉型是實現“雙碳”目標的必要措施。但是需要看到的是,減排放等于減燃煤、減利用小時,但是不等于燃煤裝機減容量。在目前的能源轉換技術水平下,燃煤發電是我國電力保供的基石,不但容量不會減少,反而會隨著最大負荷的增長而增長。近幾年,新能源的快速發展倒逼燃煤發電利用小時數下降、功能轉型,需要相應建立新的成本回收機制,以解除燃煤發電的后顧之憂,加快燃煤發電功能轉型。燃煤發電作為我國絕大部分有效容量的唯一可行來源,建立健全覆蓋絕大部分有效容量的完整價格形成機制,對填補我國電力市場體系建設空白具有積極作用。同時,將原有的電能價格進行細分,能夠推動新型電力系統多種新業態、新技術發展?!锻ㄖ返某雠_,滿足了以下三個方面的需要。

      一是滿足燃煤發電功能轉型的需要。中國從碳達峰到碳中和的時間只有30年左右,與發達國家相比時間大大縮短,面臨巨大挑戰。“雙碳”目標提出伊始,個別冒進地區陷入運動式“減碳”的誤區,燃煤發電“新的不建、舊的關停”,導致應對極端天氣的有效容量充裕性不足,付出了一定代價。保持有效容量充裕性,就需要保持燃煤發電容量的合理發展速度,但是電力行業綠色轉型決定了燃煤發電利用小時數不斷下降,“增電力、減電量”的趨勢日漸明顯:煤電主要任務由常規主力電源向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型,甚至部分地區可能出現以兜底調節為主的情況。當燃煤發電定位發生變化,電量生產功能弱化,相關政策應有所調整。同時燃煤發電必須隨著最大負荷的增大而持續增加容量,才能滿足電力安全保供的需要,才能保證高速發展的新能源合理的消納率。面對燃煤發電功能轉型又需要持續發展的現實,就需要制度性地解決燃煤發電投資的后顧之憂,加快推動燃煤發電主動進行功能轉型?!锻ㄖ吩谌济喊l電功能快速轉型的初期及時出臺,一方面落實了黨中央、國務院保住能源電力領域“吃飯家伙”的要求,另一方面必將推動燃煤發電自覺、自動、自愿轉向兜底調節電源,容量電價機制會成為燃煤發電功能轉型加速、支撐達成“雙碳”目標的重要政策推手。

      二是滿足電力市場體系完善的需要?;陔娋W平臺建立的電力市場要同時滿足商品的一般屬性和特殊屬性。歷史上,電量直接交易體現了電力的一般商品屬性,但是沒有發現電力商品時序價格和位置價格信號,無法為系統提供差異化產品和服務。2017年以來,我國電力現貨市場建設逐步開展,實現了電力商品的一般商品屬性和特殊物理屬性的統一。從電力現貨市場交易結果來看,基于變動成本競爭的電力現貨市場,對發電企業回收全部固定投資形成了巨大挑戰。在設定的出清電價上限過低時,電能量和輔助服務市場的收益總和無法覆蓋全部固定投資成本,從而引起“資金缺失(Missing Money)”,造成潛在的電力投資者預期現有市場機制無法提供足夠回報而不愿投資,引起“市場缺失(Missing Market)”。這兩種缺失的出現,可以理解為缺乏一個合理的市場和價格機制保證電力系統可靠性。電力市場體系的不完善會造成燃煤發電長期投資不足,平衡、調節和有效容量資源短缺,系統可靠性和供應安全受到影響。解決方式有跡可循,許多國家和地區都設計了相應的電源側容量機制,可歸納為:容量市場機制、稀缺定價機制及容量補償機制三類,這些國際經驗可以為我們提供決策參考。隨著我國新能源的快速發展,確保靈活性調節資源的容量充裕是保證新能源大規模接入后系統可靠性的迫切要求。燃煤發電是我國電力系統有效容量的主力提供者,約占我國有效容量的80%,同等銘牌容量之下的有效容量是多年調節水電的2倍,是徑流水電、風電的10~20倍?!锻ㄖ返某雠_彌補了我國電力市場體系中容量機制設計的空白,建立了覆蓋我國主要有效容量來源的容量機制,滿足了我國健全多層次電力市場體系的需要。

      三是滿足新型電力系統建設快速推進的需要。自19世紀后半葉,以電網作為平臺的電力系統成為了電能利用的主要方式。這種以電網為平臺的電能利用方式,將電能商品進行細分,分為無差別的電量、準確達到負荷需求功率的平衡服務、為系統預留容量的調節服務和支撐系統最大負荷的可靠性服務,其中電量和平衡服務合在一起表現為分時電量。新型電力系統除了“兩高”(高比例清潔能源、高比例電力電子設備)和“一低”(低轉動慣量)的物理特性特點外,還出現了主體“兩多”(投資主體多、交易主體多)的特點,新技術、新業態層出不窮,與傳統電力系統中燃煤發電、燃氣發電、核電等主力機組能夠同時提供分時電量、調節服務和有效容量不同,新型電力系統出現了大量提供單一功能的主體,迫切需要針對電力商品細分維度進行定價。分時電量價值的兌現可以在電力現貨市場完成,調節服務的價值兌現在輔助服務市場完成,而對于提供有效容量的新型電力系統主體就需要建立相應的容量電價機制。新型電力系統中,哪種交易主體種類發揮哪種功能、哪個交易主體使用哪種功能,利用“看不見的手”協調各類主體之間利益關系,對于新型電力系統的正常建設運行意義重大。因此,《通知》的出臺對于保障新型電力系統中燃煤發電有效容量的投資,特別是保證專職提供有效容量的應急備用燃煤發電正常經營意義重大,將有利于新型電力系統多元化主體的健康發展。

      機制特點突出

      《通知》著重建章立制,系統闡述了煤電容量電價的適用范圍,提出了煤電容量電價的總體需求,合理確定了費用來源,結合燃煤發電生產實際確定了基本的考核辦法;《通知》定位于推進市場體系完善,在煤電容量電價水平、定價方式、退出方式等方面做到了符合市場體系建設方向;《通知》的機制設計并未故步自封,強調容量機制主動與電力現貨市場建設相銜接,鼓勵現貨實際運行地區在煤電容量電價機制基礎上,探索適應當地市場化的發電側容量電價機制。

      重機制

      《通知》系統闡述了煤電容量機制。對于煤電容量機制的適用范圍,《通知》明確,適用于合規在運行的公用燃煤發電。配合燃煤發電容量電價按照回收燃煤發電一定比例固定成本的方式確定的規定,形成了煤電容量電費的總需求。適用范圍很廣,門檻條件很低。我國目前燃煤發電機組的總量和發展速度,仍然不能滿足全社會最大負荷和合理備用之和,短期內有效容量不足的情況還將持續,因此,對全部存量合規燃煤發電支付容量電價是合乎道理和實際需要的?!锻ㄖ芬幎?,各地煤電容量電費納入系統運行費用,每月由工商業用戶按月用電量比例分攤,符合有效容量作為系統性、公共性產品,由電力調度機構統一購買,由用戶側支付費用的基本經濟學原理。摒棄了部分地區采用的不同電源內部補償、由新能源承擔轉型費用的電源側“內卷”做法,《通知》堅持了全社會為“雙碳”轉型支付成本的原則,尊重了“雙碳”轉型會逐步推高電力系統支撐調節成本的基本實踐規律,體現了通過疏導轉型成本防止出現運動式碳達峰碳中和的基本思想?!锻ㄖ访鞔_,煤電容量電價要進行考核。這體現了結果導向的思維方式:燃煤發電拿了容量電價,就必須向系統提供足夠的頂峰能力。由于燃煤發電的生產運行習慣差異很大,細分機組特性差異也很大,《通知》允許燃煤發電按月申報當月能夠達到的最大出力,由主體自行提出出售的頂峰能力數值,燃煤發電無法按照調度指令(跨省區送電按合同約定)提供申報最大出力情況的,月內發生兩次扣減當月容量電費的10%,發生三次扣減50%,發生四次及以上扣減100%。最大出力未達標情況由電網企業按月統計,相應扣減容量電費。對自然年內月容量電費全部扣減累計發生三次的燃煤發電,取消其獲取容量電費的資格。對容量電費的考核,實現了煤電容量電價機制的閉環。

      推市場

      《通知》并沒有把煤電容量電價機制作為單獨的一個政策進行制定,在容量電價標準具體數值確定、與調峰市場銜接和推動跨省區送受電價格市場化方面,發揮了預留與電能量市場接口、規范輔助服務和跨省區交易行為的作用,對下一步市場建設的推動作用明顯?!锻ㄖ分赋?,用于計算容量電價的燃煤發電固定成本實行全國統一標準,為每年每千瓦330元。2024~2025年,多數地方通過容量回收的固定成本比例為30%左右(給每年每千瓦100元),部分燃煤發電功能轉型較快的地方適當高一些,為50%左右?!锻ㄖ分械娜萘侩妰r回收比例水平受到嚴格控制,有觀點認為,補償水平太低,不足以讓燃煤發電“衣食無憂”。其實,《通知》中設立的容量電價回收比例水平基本遵循了容量電價僅對電能量市場上歉收的固定成本投資進行回收的原則,不影響電能量市場的競爭態勢,鼓勵燃煤發電通過電能量市場,特別是電力現貨市場進行充分競爭。這樣做的好處是,容量電價盡量不影響電能量價格的形成,首先是要通過電能量特別是電力現貨價格的波動,引導用戶側資源的優化配置?!锻ㄖ芬幎ㄗ?026年起,將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%,這是考慮到燃煤發電利用小時數持續下降和新能源入市會壓低市場均價的因素,燃煤發電未來在電能量市場不能回收的固定成本將會進一步升高。特別是,我國目前已有部分新能源電量入市,未來更高比例和更大絕對值的新能源電量即將入市,從國際經驗看大量新能源入市,會造成市場特別是電力現貨市場均價的降低?!锻ㄖ芬髲娀邊f同,已建立調峰補償機制的地方,要認真評估容量電價機制實施后系統的調峰需求、煤電企業經營情況等,相應調整調峰服務補償標準。過去一段時間,部分地方出于在燃煤發電和新能源之間“均貧富”的考慮,有的大幅提高調峰服務補償的上限標準,甚至出現了近三倍于當地平價新能源上網電價水平的情況,造成多省新能源有10%以上的上網電量以事實上負0.24~0.47元/千瓦時的負電價上網;有的建立了燃煤發電向新能源收取調峰容量費用的機制?!锻ㄖ丰槍ι鲜霈F象做出調整標準的要求,有助于正本清源,理順電力市場體系,正面解決市場建設中存在的問題,避免輔助服務機制成為人為二次分配的手段?!锻ㄖ诽岢?,納入受電省份電力電量平衡的跨省區外送煤電機組,送受雙方應當簽訂年度及以上的中長期合同,明確煤電容量電費分攤比例和履約責任等內容,對于配套煤電機組,按受電省份分電比例,執行受電省份標準,費用由受電省份承擔;其他網對網交易方式的煤電機組,執行送出省容量電價,考慮外送電量占比、高峰時段保障受電省份用電情況等因素協商確定。上述規定,進一步充實了跨省區交易合同的協商內容,明確了賣方和買方的權利義務,能夠推動交易雙方更加嚴肅、認真地對待跨省區交易合同談判,尤其是受電省份買方擁有了容量電費直接結算和考核的權力,能夠避免送電省份隨意“克扣”合同中約定應兌現給受端省份的買方高峰電力的現象。建立交易責任承擔概念,對未來推動跨省區送電“點對點”交易有著積極意義。

      利探索

      《通知》明確,電力現貨市場連續運行的地方,可參考《通知》明確規定的煤電容量電價補償機制,研究建立適應當地電力市場運行情況的發電側容量電價機制,發電側容量電價市場機制建立后,省內燃煤機組不再執行《通知》規定的容量電價補償機制。該部分內容清晰傳達了兩個信息,一是推動市場化容量成本回收機制是正確的發展方向,二是市場化的容量成本回收機制,要在電力現貨市場運轉良好的基礎上進行。這本來就是容量機制的應有之義,市場化的容量機制主要是為回收電力現貨市場邊際機組不能回收的容量成本,必須要先有較為完善的電力現貨市場,才能夠建立市場化的容量成本回收機制。當然,這也是對電力現貨市場連續運行地區的鞭策和鼓勵,要求對電力現貨市場建設運行和市場化容量成本回收機制實行“兩手抓、兩手硬”?!锻ㄖ分嘘P于煤電容量電價機制的設計,本身就在為市場化的容量回收機組做鋪墊??梢曰叵?,我國的電價核定體系經歷了“一機一價”到“標桿電價”的過程,“標桿”電價制度的建立為后來的同一平臺市場化競價奠定了堅實的基礎,成為了直接交易的基礎?!锻ㄖ吩谠O計燃煤容量電價機制時,未考慮燃煤發電的細分特性,也未考慮利用小時數等個體差異,更沒有考慮單個機組的技術運行特點,建立的是“一市場一價”的容量“標桿價”,這給下一步建立有效容量競爭奠定了良好的制度基礎,為市場主體提早做好參與容量市場競爭準備打了“預防針”,進行了“心理輔導”。

      未來機制展望

      《通知》建立的煤電容量電價機制適應我國當前所處的電力市場建設階段的要求。隨著電力現貨市場建設的快速推進,在不遠的將來,市場化的容量機制建設也會提上議程。電力市場機制不是降電價機制,更不是給電源超額回報的設計,電力市場機制的根本目的是以可接受的終端價格水平保證電力系統長期的供應充裕性。因此,未來的市場化容量機制應當與電力現貨市場的模式統籌考慮、統一設計。從可選方案上看,以下兩種方案都可以成為選項。

      一是“全容量補償機制+成本型電力現貨市場”模式。這種模式已經在山東電力市場設計中采用。這種模式的核心思想就是對有效容量進行全固定成本補償,選擇典型邊際機組的單位投資作為全部機組有效容量的容量補償價格,容量費用由全體工商業用戶支付,納入系統運行費收取,同時嚴格限制發電主體在電力現貨市場中的報價水平,要求其不得偏離和超出變動成本。山東這樣設計的原因是,由于邊際機組為30萬千瓦等級燃煤發電,固定成本是山東燃煤發電最高的,當全額補償了30萬千瓦等級燃煤發電機組固定成本后,30萬千瓦以上等級機組由于造價相對較低,會產生固定成本收益,“甘蔗不能兩頭甜”,自然就要限制其在電力現貨市場中的收益,所以電力現貨市場報價要以變動成本為錨,適當允許上浮比例設定報價。近期,山東正在投產建設燃氣機組,當燃氣機組進入市場后,就代替30萬千瓦等級燃煤發電機組成為邊際機組,將帶來容量補償費用的下降(燃氣機組造價一般低于燃煤機組),這是不是說成本型電力現貨市場不可行了呢?答案依然是否定的,這是因為燃氣機組的變動成本遠高于燃煤發電機組,在引發容量補償費用下降的同時,燃氣機組也推高了電力現貨市場高峰時段的電價,提高了該時段燃煤發電機組的收益。

      二是“部分容量成本補償機制+策略報價型電力現貨市場”模式。這種模式在北美電力市場被普遍采用。這種模式的核心思想是電力現貨市場上限價設置較高,充分考慮電源的機會成本,允許發用電主體根據供需情況進行“策略性”報價,不要求發電主體只限于根據變動成本進行報價,對電力現貨市場價格波動的容忍度較高,盡量通過電能量交易回收發電主體的固定成本和變動成本,并獲得合理收益。對于邊際機組在電力現貨市場不能回收的固定成本,建立容量市場,以有效容量為標的,由能夠提供有效容量的發電主體和可中斷負荷報價形成有效容量的出清價格,容量費用由全體用戶承擔。這兩種市場化容量成本回收機制,共性特點均為與電力現貨市場設計相適應,保證合理收益,不導致發電主體牟取暴利,并且需要考慮有效容量是否過剩。其中,容量市場機制在有效容量過剩的情況下,交易價格很低甚至趨近于0,逼迫成本最高的機組退出運行,實現供需均衡,避免用戶支付不合理費用;全容量補償機制在有效容量過剩階段,也要乘以小于1的供需系數,進行欠額補償,直至恢復有效容量供需平衡。供需系數為預期最大負荷與合理備用之和除以有效容量(含外來電)總和,從分析測算看,目前廣東、云南、貴州、四川等電力供應緊張地區供需系數大于1,處于有效容量不足狀態。兩種市場化容量補償機制,最大的不同在于成本型電力現貨市場由于嚴格按變動成本限制發電主體報價,現貨價格波動較小,峰谷價差較小,對用戶側負荷引導能力受到了一定限制;策略報價型電力現貨市場,現貨價格波動較大,峰谷價差較大,對用戶側負荷引導能力更強,但是需要各方對價格波動的心理承受能力更強。

      如果說發改價格〔2021〕1439號文實現了電能量價格的能漲能跌,那么,《通知》探索建立起了保證系統充裕性的新機制,我國電力市場體系實現了閉環,市場體系愈發完整。有一點必須明確,建立容量機制的目的并非是為了提高燃煤發電的經營效益,這不是補貼的概念,更不是超額利潤,而是以建立機制為重點,燃煤發電仍然需要在市場中進行激烈競爭。在煤電容量機制下,在燃煤發電功能快速發生變化的情況下,一些老舊機組應當停止退役,并進行延壽和性能改造,因為這些完成折舊的機組,是最為廉價的容量功能和旋轉慣量來源,是沖抵新能源消納成本快速上升的重要力量。習近平總書記指出,要認識到改革有陣痛、但不改革就是長痛的道理。對各種矛盾要做到心中有數,增強改革定力,抓住改革時間窗口,只要看準了的改革,就要一抓到底,務求必勝?!锻ㄖ返陌l布,具有保障電力供應安全、促進新能源消納和優化配置資源的重要作用。但電力市場體系建設仍是一項復雜而艱巨的系統工程,隨著國內電力市場環境的逐步成熟,需要根據市場建設進展和未來發展趨勢,在取得實踐經驗基礎上,不斷完善關鍵機制設計,探索更加適合我國國情的市場化容量成本回收機制和方法,為構建適應新型電力系統建設需要的電力市場體系奠定堅實基礎。

      本文刊載于《中國電力企業管理》2023年11期,作者單位:華能能源研究院


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