中國儲能網訊：煤電容量電價機制的出臺，徹底奠定了煤電機組“壓艙石”的江湖地位，也對我國電價機制進行了重大調整。在“經濟、安全、綠色”的不可能三角中，天平暫時向安全傾斜，但固定補償式的煤電容量電價機制與電力市場的協(xié)調效果仍有待驗證，容量電價機制能否推廣至獨立新型儲能等其它電源，也廣受大家的關注。
一、煤電容量電價機制重點內容
11月8日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，建立煤電容量電價機制的目的在于形成經濟激勵，促進煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調節(jié)性電源并重轉型，充分發(fā)揮其“壓艙石”作用，更好保障電力安全穩(wěn)定供應，促進新能源加快發(fā)展和能源綠色低碳轉型?！锻ㄖ分饕獌热萑缦拢?
1.總體思路
逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制。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，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，充分體現煤電對電力系統(tǒng)的支撐調節(jié)價值，確保煤電行業(yè)持續(xù)健康運行。
2.政策內容
（1）實施范圍。煤電容量電價機制適用于合規(guī)在運的公用煤電機組，不包括：燃煤自備電廠、不符合國家規(guī)劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環(huán)保和靈活調節(jié)能力等要求的煤電機組。
（2）容量電價水平的確定。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；綜合考慮各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉型情況等因素確定，確定固定成本比例，2024～2025年多數地方為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方（當前包括河南、湖南、重慶、四川、青海、云南、廣西）為50%左右。2026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%。
（3）容量電費分攤。各地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。煤電機組容量電費分月申報，電網企業(yè)按月結算。對納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區(qū)外送煤電機組，按功能定位明確了分攤比例和履約責任等內容。
（4）容量電費考核。煤電機組可獲得的容量電費，根據機組申報的最大出力計算。煤電機組最大出力申報、認定及考核等規(guī)則，由國家能源局結合電力并網運行管理細則等規(guī)定明確。最大出力未達標情況由電網企業(yè)按月統(tǒng)計，相應扣減容量電費。
3.配套保障措施
（1）國家發(fā)改委強化煤炭價格調控監(jiān)管，加強煤電中長期合同簽約履約指導，促進形成競爭充分、合理反映燃料成本的電量電價，引導煤炭、煤電價格保持基本穩(wěn)定。
（2）強化政策協(xié)同。完善市場交易規(guī)則，促進電量電價通過市場化方式有效形成，與煤電容量電價機制協(xié)同發(fā)揮作用；已建立調峰補償機制的地方，相應調整有償調峰服務補償標準。電力現貨市場連續(xù)運行的地方，可參考本通知明確的煤電容量電價機制，研究建立適應當地電力市場運行情況的發(fā)電側容量電價機制。
（3）密切跟蹤監(jiān)測。電網企業(yè)要對煤電容量電費單獨歸集、單獨反映，按季向省級價格主管部門和相關主管部門報送當地煤電機組容量電費結算及扣減情況、工商業(yè)用戶度電分攤水平測算及執(zhí)行情況、電量電費結算情況等信息。
二、深度解讀
當前行業(yè)內知名專家對煤電容量電價機制的建立提出了非常深入的解讀，煤電容量電價機制的建立，是一項具有里程碑意義的電價改革舉措，也是能源政策適應國情調整的重要注腳，主要意義如下：
1.提升電力系統(tǒng)的安全性和綠色發(fā)展基礎。由于煤電在我國電源中的重要地位，建立容量電價機制具有很強的必要性。煤電容量電價機制的建立，是筑牢電力系統(tǒng)安全底線思維，在能源轉型過程中保證“先立后破”的延續(xù)和落地。煤電地位的穩(wěn)固，是中國電力系統(tǒng)安全的基石，促進煤電向保障性、調節(jié)性電源轉變，既是容量電價機制建立的目標，也是新能源等可再生能源發(fā)展的物理基礎。
2.完善了適應新型電力系統(tǒng)的電價機制。新能源裝機比例的增長，帶來了有電量、但缺少有效容量的困境，隨著電網有效容量和供電充裕度的日益稀缺，促進容量能力的電源的合理生存與增長，需要建立容量電價機制。電能量電價機制和容量電價機制將成為電價機制的基石。此外，衡量電源動態(tài)調節(jié)能力的調頻、爬坡等動態(tài)特性的輔助服務，評價電源碳排放外部性的綠色電力（或綠證）市場也需要與之協(xié)同。電能量、容量、輔助服務、綠色價值將成為為電力商品定價的完整維度，通過平衡彼此之間的權重來促進經濟、安全、綠色目標的共同實現。而明顯的，容量電價機制的建立，表明了安全屬性在當前的突出地位，相對而言綠色市場的建設則相對滯后了。
盡管容量機制的建立具有重大意義，但在電力市場改革艱難推進的當口，對公用煤電機組以一種普遍的固定補償方式，其執(zhí)行效率以及對電力市場的影響也引起了一些憂慮：
1.固定容量補償的合理性。此次出臺的煤電容量電價，可以看作一種標桿燃煤容量電價機制，由于燃煤發(fā)電機組投資成本大致接近，采用全國統(tǒng)一基準有其合理性。但僅立足于財務成本的固定補償，而不是建立能反映容量稀缺價值的競價機制，使其缺少了市場靈活性，能否實現容量資源的優(yōu)化配置存疑。容量成本分攤到工商業(yè)電量中，通過看得見的手（政府、電網公司）居中歸集、分配，雖然具有較好的實施性，但可能帶來容量電價的過度膨脹，增加終端用電成本。
2.是否干擾電力市場改革的推進？容量電價的另一難點，是如何與電能量市場、輔助服務市場協(xié)同。
與電能量市場協(xié)同方面：既然煤電的部分固定成本得到補償，在電能量價格中該部分成本需要扣除，否則將帶來電源主體之間的不公平和終端電價顯著上漲?！锻ㄖ芬裁鞔_提出，電能量市場形成競爭充分、合理反映燃料成本的電量電價，但該目標不一定能有效實現。因為現貨市場反映的是供需平衡問題，在容量稀缺時段（缺電），現貨市場價格必然上漲，已經體現了容量價值，從而在短期市場和長期容量機制上對容量價值進行了重復激勵?？梢韵胍?，為了使電能量平均價格向燃料成本趨同，加強煤電中長期合同的作用并進行價格監(jiān)管，將是政府采用的主要管控手段。但中長期市場和限價手段的加強，必然干擾現貨市場的推進?？赡苷氰b于該問題，《通知》才提出現貨市場連續(xù)運行的地方，可參考本通知明確的煤電容量電價機制，研究建立適應當地電力市場運行情況的發(fā)電側容量電價機制并自行執(zhí)行，這樣才能確保現貨市場改革的進一步深入。
與輔助服務市場協(xié)同方面：抽水蓄能機組的容量電價包含一種“完全租賃”的概念，即抽水蓄能機組將全部調頻、調峰、備用、黑啟動等綜合能力租賃給電網，隨時接受電網調度運行，所以抽水蓄能機組一般不參與輔助服務的分享（即使參與，也會根據633號文返還絕大部分超額收益）。如《通知》所言，煤電容量電價是煤電向保障性、調節(jié)性機組轉型的合理補償，而不是簡單的對財務虧損的補貼，是否意味著在調節(jié)型輔助服務市場中，煤電應無償提供服務？如果這種觀點成立，則電力輔助服務的絕大部分將包含到容量電價機制中間。
三、對各類主體的影響
《通知》的發(fā)布表明，在能源發(fā)展“經濟、安全、綠色”的不可能三角中，天平暫時向“安全”方面進行了顯著傾斜。煤電固然打了個漂亮的翻身仗，而新能源、新型儲能盡管享受了裝機的狂飆，卻對日益增長的不確定性變得惶恐不安。煤電容量電價機制的建立，筆者認為對新能源和儲能將產生以下影響：
1.對新能源的影響
《通知》提出，建立煤電容量電價機制的目的之一，是“促進新能源加快發(fā)展和能源綠色低碳轉型”。從技術角度看，煤電地位的鞏固、功能的轉型和煤電裝機的增長，增強了電網接入新能源的能力，長期利好新能源的發(fā)展。但從財務收入的角度，煤電容量機制建立的同時，電量電價需要合理反映燃料成本，意味著新能源的電量電價只能對標到煤電扣除固定成本后的燃料成本，平均價格將降低，價格風險進一步增加。在綠電市場、碳市場建設較慢，新能源綠色價值沒有得到合理體現的情況下，新能源的收益將繼續(xù)承壓。
技術上利好、價格上利空的悖論，反映了既通過發(fā)展煤電夯實新能源發(fā)展的安全基礎，但又指望通過新能源降本帶來電價下降的思路。發(fā)生在歐盟的電力市場改革思路也如出一轍，歐盟也致力于建立容量市場來增強電網的調節(jié)能力，同時通過長期的政府差價合約或PPA合約來促進可再生能源發(fā)展，以實現終端電價成本的下降。但有一點需要指出的是，歐盟的化石能源短缺帶來電價顯著高于新能源的成本，也高于“新能源+儲能”的成本，新能源的發(fā)展確實能降低用電成本。而我國平均電價較低，希望通過新能源發(fā)展來帶動電價進一步的下降，其效果仍有待時日。
2.對新型儲能的影響
新型儲能一直受擾于商業(yè)模式不健全的問題，通過這幾年的探索，基本形成了“電能量收益+容量收益”的基本模式，但行業(yè)期望的像抽水蓄能的兩部制電價機制并沒有正式建立。此次容量電價機制雖然沒有包括新型儲能，但《通知》總體思路中明確提出：逐步構建起有效反映各類電源電量價值和容量價值的兩部制電價機制，保障措施中也提出：電力現貨市場連續(xù)運行的地方，可參考本通知明確的煤電容量電價機制，研究建立適應當地電力市場運行情況的發(fā)電側容量電價機制。以此看來，新型儲能的容量電價機制不會缺席，也構成對新型儲能的利好預期。
但新型儲能的容量電價是否參考煤電，從不同角度看也存在分歧。山東現貨市場的容量補償從保障時長來計算，而儲能運行時長短，按運行時長等比例折減后儲能獲得的容量補償較小。筆者認為該規(guī)則低估了儲能的容量支撐能力，因為在電源結構一定的情況下，電力系統(tǒng)容量稀缺時段總是少數時間。以當前為例，通過現貨市場價格曲線，價格較高時段（可以認為此時有效容量較低）一般在4-6小時。
另一方面，儲能的容量保障能力實際上優(yōu)于煤電，抽水蓄能和新型儲能可以處于完全備用狀態(tài)，而煤電的備用成本則較高。因為煤電從停機到全容量發(fā)電，啟動時間周期長、啟動成本高；而在運煤電盡管具備快速備用能力，但由于有最小技術出力要求，也無法做到全容量快速備用，其最小技術出力下，燃料成本和碳排放成本都較高。當然以上分析的前提是新型儲能技術滿足電網安全穩(wěn)定運行標準。
基于以上原因，兼顧“雙碳”的長遠目標，在保證新型儲能技術本質安全和容量不衰減的前提下，個人建議應該根據新型電力系統(tǒng)建設不同階段特點，合理評估容量稀缺時長，對新型儲能時長提出一定要求，使其具備與煤電接近的容量支撐能力，滿足該要求的新型儲能電站獲得相應容量電價支持。
