“煤電終于吃上了‘低保’”“政策補齊了我國保障電力供應的關鍵‘拼圖’”“這標志著我國電力市場化改革第一次真正具備了相對完整的政策體系”……國家發改委、國家能源局近期聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》后，煤電價值正在被重估，我國電價體系正在被重塑。

(來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：趙紫原)

受資源稟賦影響，煤電是能源轉型“破”與“立”之間保持平衡的關鍵“一棋”。煤電是我國最重要、成本較低的支撐調節電源，近年來國內新能源快速發展，迫切需要煤電更好發揮基礎性支撐調節作用。煤電定位向“基礎保障性和系統調節性電源并重”轉型，但政策調整或滯后、或空缺、或約束，無法確保煤電的經濟性，繼而難以保證可再生能源大規模接入所需的靈活性、充裕性和可靠性。當其生存成為全局性問題時，能源安全風險加大。“落子”煤電容量電價，并非出于對虧損煤電的“偏愛”，而是對已經暴露的遺留問題的可行應對。

業內人士認為，“雙碳”目標下，電力行業進入到了“能源轉型期”“改革深化期”“新型系統構建期”三期疊加的新階段，煤電容量電價的出臺，既讓保供有了“底氣” ，又讓減碳有了“利器”。煤電容量電價的出臺恰逢其時，我國電價體系愈發精細，電力行業啟程新航線。

意在建立電力系統可靠性機制

矛盾是改革的切入點，出臺煤電容量電價機制，讓煤電“活下去”意在保障系統安全充裕。

五大發電集團2017年開始虧損，時至今日，中電聯信息顯示，2023年上半年，大型發電集團煤電虧損面仍達到50%左右，部分大型發電集團仍整體虧損。煤電長時間、大規模虧損的直接原因有很多，利用小時數下滑、燃料成本居高不下，根本原因在于，煤電承擔了能源轉型的系統成本，一是讓路，煤電持續騰出發電量空間，電量收入減少;二是兜底，高比例接入電力系統后增加了系統調節的負擔，為了維持用戶電價穩定，煤電“自掏腰包”提供輔助服務。而基于變動成本競爭的電力現貨市場，對發電企業回收固定投資形成了巨大挑戰，這些問題造成發電投資不足，輔助服務資源和有效容量短缺，對系統可靠性和供應安全受到影響。2021年中至2022年初，伴隨著新能源裝機的持續擴張，在極端天氣刺激下，發揮保障功能的煤電“用時方恨少”，電力系統缺乏有效容量，全國出現了大范圍缺電，保供壓力陡增。

中電聯規劃發展部改革處處長孫健指出，傳統模式下燃煤發電利用小時普遍較高，各省燃煤標桿電價統一涵蓋了發電企業的固定成本和變動成本。在當前能源轉型進程中，燃煤等火電企業轉向支撐性和調節性電源，同時發電利用小時數也越來越低，煤電由2015年以前的年發電5000小時以上降低到上年度的4300小時，未來這個利用率還會進一步降低。“煤電的固定成本越來越難以通過單一電量電價來回收，長期會影響傳統電源的投資運行，進而威脅到能源轉型進程和電力安全保供。”

正確發揮電價引導投資的經濟信號作用，建立保障電力系統可靠性的機制是當務之急。國家發改委、國家能源局于去年1月正式印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，《意見》將“因地制宜建立發電容量成本回收機制”納入“構建適應新型電力系統的市場機制”中。經過近兩年籌備，煤容量電價政策正式面世?！锻ㄖ访鞔_，當前階段，適應煤電功能加快轉型需要，將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，更好保障電力安全穩定供應，促進新能源加快發展和能源綠色低碳轉型。

什么是“兩部制電價”?兩部制電價主要包含基本電價和電度電價，前者類似固定電話的“座機費”，以用戶設備容量或用戶最大需量計算，與實際使用電量無關;后者類似于固定電話的“電話費”，用得多則交得多，反映的是供電成本中的變動費用。通俗而言，就是《通知》將之前的電價進行了分解，給擁有“有效容量”的煤電機組“座機費”。

《通知》甫一發出，迅速引起業內高度關注，“煤電的‘救命稻草’來了”“煤電可以躺著掙錢了”“煤電不干活也能有‘補貼’”等評論層出不窮。這種說法從某些角度看不無道理，政策的出臺確實為煤電企業吃下了“定心丸”，但并不全面。

在中國社會科學院財經戰略研究院研究員馮永晟看來，容量電價與“補貼”完全不是一個概念，而是其應該獲得而一直沒有得到的合理回報。“純電能量市場，也就是國內目前存在的中長期交易，以及現貨市場都無法為煤電機組提供完整回收容量成本的可能，無論是理論上還是現實中，均如此。實際上，煤電容量電價是非常必要且可行的政策。”

業內人士劉武林(化名)表示贊同，“補貼”并不貼切。“補貼”是額外給的一筆錢，與其說是“補貼”，不如說容量電價是給予煤電的一種“補償”，為的是補償煤電的固定成本。對于各類型電源來講，煤電提供的功能是最全面的，但是煤電在電力行業中的待遇卻是最差的，不棄風、不棄光、不棄水，核電也為了保安全幾乎是滿發狀態，燃氣機組有補貼，只有煤電“干最多的活拿最少的錢”。因此，給補償的前提是前期有虧空，而不是額外“加餐”，沒必要認為只給煤電容量電價是對電力行業的不公平，反而給煤電容量電價才是真正做到了行業公平。

我國現行電價體系更加精細

抓住改革的“牛鼻子”，從系統的角度看當下，煤電容量電價政策出臺的劃時代意義，在于對我國電價體系的結構性改革，首次實現了對電力商品的精細“解剖”。

孫健指出，燃煤發電成本的七成左右為燃料等變動成本，一次能源價格的波動性仍然是影響煤電價格的主要因素，另外需綜合市場供需、發電邊際成本變化等多種因素決定。本次容量電價為部分比例補償，屬于電價機制的結構性調整，是電價總體水平變化中的次要影響因素。

煤電容量電價是如何進行結構性調整的?假設，煤電電價為0.4元/千瓦時，每年發電2000千瓦時剛好盈利，此時度電成本里0.1元是固定成本，每年固定成本費用為200元，變動成本0.3元/千瓦時，此前這些成本統一通過度電成本回收?，F在煤電利用小時數變少，每年只能發1000千瓦時，將固定成本分攤到度電成本中，每千瓦時應有0.2元的固定成本，再加上0.3元/千瓦時的變動成本，也就是最少0.5元/千瓦時才能保證不虧損。《通知》出臺，意味著此前“一鍋燴”的電價，被細分成容量電價與電量電價，將容量電價單摘出來，煤電收益不再跟利用小時數掛鉤。

“換言之，即把原來一股腦‘打包’模式下的電能量價格進行了細化拆分，‘整羊’交易拆開賣，拆分成‘羊腿、羊排、羊雜’等，分別對應不同的使用價值，以不同的價格交易。”劉武林說。

煤電容量電價出臺短板補齊，至此，我國電力商品屬性被進一步還原。一般來說，電力市場主要指電力現貨市場及基于電力現貨交易的輔助服務市場和容量市場。電力現貨市場承擔著對電量和平衡進行定價的任務，也就是“無現貨、不市場”的由來;容量市場或容量回收機制為可靠性商品定價，主要回收有效容量在電力現貨市場中無法回收的固定成本，加上輔助服務市場承擔著對調節商品定價的功能，主要包括調頻和備用等輔助服務。電力的電量、平衡、可靠性、調節價值體現在電量電價、容量電價、輔助服務價格中，發揮著電力商品的時間和空間價值。

業內人士林凌(化名)補充道，電力現貨市場交易電量和平衡商品，形成了分時電量價格曲線，分時電量曲線為調節商品提供了調用的“基線”，分時電量價格曲線為預留的調節容量(調頻或備用)衡量機會成本提供了“基準”。電力輔助服務市場和容量市場以電力現貨市場為基礎，實現電力商品四個細分維度的價值。

同時，煤電容量電價對終端電價的影響備受關注。因為發電側電價結構發生巨大變化，各電源類型電價有升有降，用戶側最終價格變動情況具體如何還是未知數。劉武林指出：“有一點可以明確，國家層面在出政策之前一定進行了大量的測算工作，確定容量電價時也對所有情況進行了綜合考慮，能夠保證用戶側的價格維持穩定，因此對用戶側用電價格沒必要太過擔憂。”在政策發布之初，國家發改委相關負責人隨即表示，短期看，對終端用戶用電成本的影響總體較小。長期看，建立煤電容量電價機制，提升整個電力系統的經濟性，從對降低終端用戶的用電成本也有好處。

其實，政策調整的目的，本質是保證發電容量充裕度，服務綠色轉型，深化先立后破的思路。對清潔能源企業而言，當燃煤發電電量電價降低時，也會使得新能源、核電、水電等類型電源簽約價格有一定程度的下降，最終影響新能源等電源類型收益情況。劉武林認為：“短期影響并非壞事，可以有效地抑制新能源的過熱投資，同時也對電力系統的電源結構進行調整，提升電力系統的安全可靠性，緩解電力供需時段性的緊張形勢，避免限電、停電狀況的出現，長期來看還是利好。”

朝著市場化方向縱深推進

政策初步搭建，還需要進一步深化改革，朝著市場化方向縱深推進。

為了保障系統可靠性和供應安全，解決電力市場長期投資不足等問題，各個國家和地區的電力市場設立了不同類型的容量回收機制，如容量市場機制、稀缺定價機制及容量補償機制等。我國為何選擇從煤電容量電價政策起步?

先說稀缺定價機制。其實稀缺定價機制并沒有為回收容量成本單獨設定機制，簡單來說，就是在電能量市場中設定了極高的限價，允許電力價格在短時間內激增，通過電能量價格回收固定成本。容量市場就是以有效容量為標的進行競爭來確定容量價格，操作最為復雜但是市場化程度最高，需要基于成熟的電力市場，并且對于需求預測以及市場監管存在較高要求，能夠實現通過低成本保證系統的有效容量目標，該機制效率也最高。

最正確的并不是當下最合適的。劉武林表示，我國經歷了多年的計劃定價時期，大多數用戶對于市場化電價沒有清晰完整的概念，電價波動對于用戶思想觀念沖擊性較大，稀缺電價機制在目前來看難以被用戶所接受。容量市場機制相對來說效率最高、最符合市場經濟原理，但是我國目前正處于電力市場建設的初級階段，暫時還不具備建立容量市場的基本條件，無法與我國市場建設實際情況有效匹配，只能待留進一步探索。

我國此次發布的容量電價政策就屬于容量補償機制，由政府部門統一核定容量價格以及可補償容量，通過行政指令方式對一定范圍內機組進行補償，市場化程度最低，但是操作較為簡單，也有利于保證電力價格穩定。林凌補充道：“以政府核定價格起步，與我國長久以來的計劃模式兼容，并且能夠與我國電力市場化改革進行有效地銜接，既保證了政策實施的穩定性，又保證了政策能夠快速實施，在目前而言是最優選。”

馮永晟告訴記者，容量電價政策在所有容量機制中，是對市場設計要求最低的一種政策選項，這一點無疑是我們考慮容量電價政策的重要因素。政策本身的內容和實施方式也因其簡單易行而具有很高可行性。在相當長一段時期內，政策紅利會明顯高于負面影響。我們實際上面臨著容量保障方面的挑戰是雙重的，一是充足性問題，二是靈活性問題。未來，容量機制的設計需要考慮的能更多體現和滿足靈活性需求的某種新型容量機制，這在理論和政策上都需要進行創新。

對于煤電容量電價機制未來的發展趨勢，孫健認為，應加強容量電價和容量市場的銜接。容量電價還需要拓寬到更多能夠提供可靠容量的市場主體，包括氣電等所有能夠提供可靠容量的電源。隨著能源轉型加速和現貨市場的推進，未來逐步實現容量和電量的完全解耦，條件成熟后可考慮過渡為容量市場的方式。

下一步，應在全國統一電力市場建設的大背景下，建立電力商品多元化的價值體系和精細化的電價機制。孫健指出，由不同類型電源同臺競爭帶來的問題更加突出，而“風光”、水電、火電等電源的成本結構、功能定位、碳排放水平均有較大差異，由電能量市場的系統統一出清價格結算，無法反映不同電源的差異化價值和成本，影響不同主體的協調可持續發展。“容量電價的出臺是電價機制的重要組成部分，但與此同時應該盡快完善輔助服務市場、綠電綠證市場，以體現靈活性資源的調節價值，新能源的綠色環境價值，通過設計更加多維的價值體系，和更加精細化的電價機制，來實現我國能源電力安全、綠色、經濟的多元化目標。”

本文系《中國電力企業管理》獨家稿件，作者系本刊記者。