■ 中国工业报记者 余 娜
   2024年1月1日，煤电容量电价机制开始实行，煤电两部制电价机制正式进入中国电力市场。
   从煤电单一制电价，进入以容量电价和电量电价构成的两部制电价，正为电力市场带来全新活力，有望助推煤电机组核准加速，增强火电盈利稳定性。
   “业内对煤电容量电价机制盼望已久，有利于稳固煤电板块收益，减轻煤电企业的生存压力。总的来讲，容量电价机制给煤电企业吃下了 ‘定心丸’，也为能源清洁转型在一定程度上打下了经济基础。”中国能源研究会理事陈宗法表示。
   博众智合能源转型论坛中国电力项目主任尹明则认为，煤电容量电价是一个过渡性措施，最终还要归结到容量市场中。煤电容量电价的核心并不在于让投资成本能够经过多少年快速回收，更重要的是发挥导向性作用，释放了需要针对现阶段不合理、不可持续的市场结构调整的信号。
煤电取得阶段性胜利
   全球煤电消费进入拐点之年，中国加速行动。
   2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合印发 《关于建立煤电容量电价机制的通知》。通知要求，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。
   尹明认为，出台煤电两部制电价具有必要性。
   第一，从煤电盈利情况来看。2021年煤电央企亏损超过千亿元，2022年全国火电亏损660亿元。2023年前三季度，火电企业整体业绩向好，22家企业实现盈利或扭亏为盈，5家企业净利润同比减少。
   第二，从市场机制来看。在新能源发电占比逐渐提高的局面下，电量价值 “一家独大”的局面逐渐被电能量价值、调节价值、有效容量价值和环境价值 “四个支柱”所取代，但是唯有容量价值缺少变现途径。
   第三，从煤电的发展形式来看。煤电还将长期是 “保稳”的主力，但是上游煤炭成本占到煤电成本的七成，新能源发电大规模进入市场带动现货市场出清价格有下行趋势。
   而在陈宗法看来，自从 “双碳”目标提出之后，大家把发展重点都放到了可再生能源上，这些年煤电受了一些委屈，被妖魔化了。加之煤价大幅上涨，煤电亏损的非常厉害，装机占比也从过去的独步天下，下降到如今的四成左右。
   “2021年巨亏，2022年减亏，2023年扭亏。近几年，煤电发电意愿和投资意愿陷入双低。”陈宗法说， “煤电在能源保供中起到压舱石和顶梁柱的作用，大家应重新认识到煤电的地位和重要性。当前，煤电企业生存很困难，尽管是全电量参与市场定价，但电网做了个天花板，只允许煤电上网20%。伴随电力平衡的形势好转，现在落实20%的难度也越来越大了。如何解决电力长期稳定供应问题，怎么消纳更多的新能源，国家出台了容量电价。”
   按照新政，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。
   “保障电网容量的同时，如何付费，容量电价机制讲的就是这个问题。”中国碳中和50人论坛特邀研究员王康分析。
   在其看来，容量机制是通过市场化或固定补偿方式，对具备有效容量的机组 （或需求侧响应）进行补偿，形成稳定的收入，以激励有效容量电源 （负荷）的投资。在新能源渗透率不断增加的能源转型进程中，容量机制更加重要。此次出台的煤电容量电价机制确定了容量价值是需要付费的，与电能量居于同等地位。电能量保证大家有电可用，有便宜的电可用；容量则保证了大家在各种情况下都有电，不会出现缺电，这两个维度是电力系统用电稳定的基石。
   目前，国际上的容量机制主要分为三类：第一，以美国得克萨斯州、澳大利亚为代表的稀缺电价机制，其特点是没有单独的市场，完全由电能量市场体现，事后容量调整；第二，以美国PJM、英国为代表的容量市场机制，其特点是在单独的市场中，政府制定容量需求边界，通过市场竞争形成相应的单位容量价格，费用由消费者承担；第三，以我国的抽水蓄能为代表的容量补偿机制，其特点是政府通过成本补偿确定容量需求，制定容量单位补偿标准，费用由消费者承担。
   “此次出台的煤电容量电价机制的主要思路是，通过煤电增长促进新能源消纳空间的上升，同时希望新能源通过降本来补贴容量电价带来的电价上涨。”王康说，“可以说，煤电取得了阶段性胜利。”
打开大规模并网空间
   煤电容量电价机制为煤电电价带来了结构性调整，直接影响了煤电的经济性和收益。
   伦敦证交所中国碳组负责人高级分析师靳博阳表示，短期来看，这一新政将对煤电厂的收益产生正向影响，有助于缓解煤电亏损产生的经济压力。不过，有了这部分补偿，煤电利用小时数下降速度或将进一步加快。
   “现在的煤电利用小时数已经降到4000多小时，未来肯定会继续下降。伴随新能源装机不断上来，包括西部的新能源大基地不断投产，更多出力将尽可能送到电网里。”靳博阳预测，“目前煤电还未完全过渡到调峰电源的角色，因此容量电价对于容量价值的体现相对有限。未来，等煤电完全过渡到调峰角色时，容量电价可能会起到更好的作用。建议条件具备时，应考虑进一步优化分摊机制，将容量电价倾斜给那些反应速度更快、灵活性更高、能给电网快速提供出力的机组上，直至建立符合我国电力系统特点的容量市场。”
   容量电价机制下，煤电度电利润及经营稳健性有望改善。按照煤电年利用小时数4500小时，原度电利润0.02元/千瓦时计算，容量电价出台后原电量电价平均降幅为5%，在容量电价分别为100元/千瓦·年和165元/千瓦·年的情况下，测算得到度电容量电价分别为0.022/千瓦时和0.037元/千瓦时。根据海通国际测算：预计度电利润增量分别为0.014元/千瓦时和0.024元/千瓦时，度电利润的增长幅度分别为67%和114%。容量电价机制锁定了煤电的部分基础收益，使得火电企业经营的稳健性有所提高。
   双碳目标下，煤电正从主力电源向支撑性和调节性电源转变。中国电力企业联合会（以下简称 “中电联”）1月30日发布的《2023—2024年度全国电力供需形势分析预测报告》显示：截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%。煤电装机占比降至39.9%，首次降至40%以下。而煤电装机占比首次降至50%以下，是在2020年底。
   “如何实现先立后破，推动煤电向灵活性和调峰性能源的角色转变是中国实现能源转型的核心挑战。”绿色和平东亚政策和对外事务总监雍容表示。
   新政实施后，在一些大型机组来看，为了获得这份容量补偿机制，将会进行一些灵活性改造。这样就达到了政策出台的一个很重要的目的——即明确发出一个信号，煤电未来将作为调节性电源的信号。
   “很多发电企业反馈回来的信息是，电力容量电价与原来电力市场改革的节奏是零和博弈，没有增量，大家还在原来的盘子里。”首都科技发展战略研究院院长助理、产业发展与金融创新中心主任袁祥飞表示，“煤电容量电价的出台，短期看新能源发电企业可能受点影响，但长期来看，是打开了大规模纳入电网的空间，煤电企业还是愿意做一些这样的改造，愿意成为支撑性、调节性的电源，从条件上为新能源企业的接入创造了良好的条件。至于电价上涨，短期发电企业认为不会有这样的变化。”
   值得关注的是，多位业内人士表示容量电价作为一种固定的财务补偿，并未解决根本问题，未来还需加强市场化手段进行传导。基于稳定终端用户电价的前提，电力市场的“蛋糕”规模有限，容量电价的出台仍需解决钱从哪儿来的问题。
   根据海通国际测算，2025年煤电容量补偿规模有望达到1100亿元。中电联数据显示，2022年末我国燃煤机组达1124吉瓦，2023年前三季度累计新增煤电分别为27吉瓦，随着火电盈利修复、为保障能源安全核准有望加快，预计2024-2025年新增煤电机组分别为50吉瓦和60吉瓦，由于政策提出煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，假设燃煤自备电厂基本保持约150吉瓦的规模，2024-2025年容量电价的补偿规模预计达到1064亿元、1124亿元。
   “不同省份根据自身能源结构和实际情况已经作出了不同的调整，未来容量电价也不会一成不变。容量电价也需要考虑不同机组的性能，针对不同性能、容量的煤电，根据启停时间、可调节出力范围、边际电价等区别确定容量补偿，直至建成容量市场。随着时间演进，到2035年后，大量煤电或将进入退役进程，届时容量电价支付总额也将逐渐降低。”靳博阳预测。