11月10日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合發(fā)布《關于建立煤電容量電價機制的通知》(以下簡稱《通知》)，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價。其中，電量電價通過市場化方式形成，容量電價水平根據煤電轉型進度等實際情況逐步調整。
接受中國經濟時報記者采訪的專家認為，這是適應煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型的新形勢的要求，有助于更好保障電力系統(tǒng)安全運行，為承載更大規(guī)模的新能源發(fā)展奠定堅實基礎。
《通知》明確，對合規(guī)在運的公用煤電機組實行煤電容量電價政策，容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元;2024—2025年，多數地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些;2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤。
國務院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境政策研究所副研究員韓雪告訴中國經濟時報記者，容量機制是保障電力系統(tǒng)電源充裕度、避免電力短缺的重要手段，是電力現貨市場的有效補充。隨著新能源發(fā)電的大幅增加和電力負荷峰谷差加大，需要通過容量機制為在用電高峰時段的有效容量的成本回收提供保障。進入“十四五”，我國已在多個政策文件中提出，要建設容量機制。
“綜合考慮我國電力市場建設情況和各類電源運營情況，容量電價是一個務實的選擇。”韓雪說。在她看來，容量電價反映了電源的長期投資邊際成本變化，可通過容量市場發(fā)現，但這需要更加精準地確定電源有效容量特性和規(guī)模，也需要相應規(guī)則的設計，技術設計難度較大，市場主體了解且適應的時間更長。從容量電價起步，可以大幅降低前期技術準備的難度，使得政策快速落地，并為向容量市場過渡提供準備。
韓雪認為，此次政策可以有效引導煤電加快轉變角色定位。《通知》明確容量電價僅針對“合規(guī)在運的公用煤電機組”，且根據各地煤電轉型速度分別確定，而不是“大水漫灌”。通過引導煤電降低利用小時數，調整各地電力供應結構，激勵煤電機組向調節(jié)性、支撐性電源轉型，在降低利用小時數的同時保障電廠資產成本的合理回收，在引導電量結構低碳化的同時保障電力的充足供應。同時，還有助于工廠和工業(yè)園區(qū)的自備煤電廠向公用機組轉型，由為工廠提供高碳電量向為電力系統(tǒng)提供調節(jié)能力轉型。
國家發(fā)展改革委的數據顯示，2022年我國新能源新增裝機達1.2億千瓦、新增發(fā)電量約2000億千瓦時，均占全國新增總量的三分之二左右。根據市場機構測算，未來幾年國內新能源裝機規(guī)模還將快速增長。
中央財經大學副教授邢雷在接受中國經濟時報記者采訪時認為，可以讓煤電更好發(fā)揮基礎性支撐調節(jié)作用，讓煤電企業(yè)為新能源發(fā)電讓出空間，有利于我國能源轉型，逐步降低火電發(fā)電比例，為實現碳達峰碳中和作出努力。
“在現行單一制電價體系下，煤電企業(yè)必須發(fā)電才能實現盈利，但如果不發(fā)電則煤電企業(yè)必定虧損。近兩年來，一些火電企業(yè)經營較為困難。建立煤電容量電價機制、通過容量電價回收部分或全部固定成本，可以穩(wěn)定煤電行業(yè)預期。同時，實行容量電價機制，煤電企業(yè)由發(fā)電主力轉變?yōu)樵谛滦碗娏ο到y(tǒng)中起調節(jié)作用，有利于我國減少對煤電的依賴，加快實現電力行業(yè)向綠色轉型。”邢雷說。
與此同時，韓雪提醒，需要看到目前容量機制仍處于建設過程當中。一方面，面向所有可提供有效容量的容量電價體系仍未建立，盡管抽水蓄能和部分燃氣發(fā)電機組已有容量電價，但其他類型的儲能、一些燃氣機組等可以提供頂峰容量的機組并未納入到容量電價的管理體系中，跨省跨區(qū)輸電通道缺乏兩部制電價也一定程度上限制了其靈活調節(jié)作用。另一方面，容量電價仍是過渡性機制，未來需進一步加強市場與規(guī)劃的銜接，加強有效容量規(guī)模和電網充裕度的研究，盡快建立容量市場，增強容量電價的有效性。
■中國經濟時報記者 郭錦輝
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