安洪光：煤電容量電價實施的技術經濟影響預測及建議

　　作者簡介：安洪光　中共黨員，正高級工程師。現任中國電力企業聯合會專職副理事長。

　　歷經下花園發電廠、唐山發電總廠、陡河發電廠、張家口發電廠;大唐國際發電股份有限公司、大唐河南發電有限公司、中國大唐集團公司。擔任過車間主任，廠長，省公司執行董事、總經理、黨組書記等職務。曾榮獲多項省部級獎勵，發表論文40余篇，取得多項發明專利和實用新型專利。享受國務院特殊津貼。

　　煤電容量電價機制是電價制度改革的重要內容，而電價制度改革則是電力體制和市場改革的重要內容。2023年11月10日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于建立煤電容量電價機制的通知》(以下簡稱“煤電容量電價機制”)，自2024年1月1日起實施。當前恰逢能源電力轉型的關鍵時期，煤電容量電價機制的出臺，將從政策層面促進電力行業在電力規劃、投資決策和生產運營等方面適應新型電力系統建設需求，對于保障能源安全、穩步推進能源轉型具有重要意義和積極作用。實施好這一機制，需要相關各方科學認識、正確把握政策內涵，審時度勢、積極穩妥地共同推進政策落實到位。

容量電價機制的核心內容與數據預測

　　煤電容量電價實施范圍及標準

　　煤電容量電價機制適用于合規在運的公用煤電機組。燃煤自備電廠、不符合國家規劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組，不執行容量電價機制，具體由國家能源局另行明確。煤電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一標準，為每年每千瓦330元。

　　對應的容量及發電量

　　預計2024年煤電裝機約11.83億千瓦(年平均值)，符合規定范圍的煤電容量約占煤電總容量的85%，為10.05億千瓦，年利用小時數按4600小時計算，年發電量為4.62萬億千瓦時。按照到2030年碳達峰前煤電容量2%～5%的增長率增長、2030年后煤電容量和發電量負增長、年利用小時數由2024年的4600小時逐步降至2035年的4000小時測算，2024年到2035年歷年的補償容量及對應的發電量預測情況見圖1。

圖1 公用煤電對應發電量及工商業用電量、補償機組容量預測趨勢(未來年度數據為作者個人分析預測值，其中煤電容量數據為年內平均值而非期末時點值)

　　費用分攤的范圍及對應的用電量

　　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當月用電量比例分攤，由電網企業按月發布、滾動清算。2024～2035年的工商業用電量按5.5%的增長率計算，預測歷年的工商業用電量數據走勢見圖1。

　　實施的節奏

圖2 年度容量電價總費用及疏導節奏(按趨勢預估測算)

　　根據《通知》，“通過容量電價回收的固定成本比例，綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素確定，2024～2025年多數地方為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，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%。”據此規定，2024年全國各地方容量電價的回收比例按30%或50%左右疏導(本文按全國平均大致水平40%測算)，假設每年以15%的比例增加，到2028年回收比例將達到100%。煤電總容量成本疏導節奏見圖2，據此預測2024年至2035年煤電容量電價實施對工商業電價的影響見圖3。

圖3 年度單位容量電價標準及單位電量容量電價費用(按趨勢預估測算)

數據的預測分析與探討

　　按照預測數據計算產生的容量電費，結果顯示：

　　2024年容量電價回收的固定成本比例按40%估算為132元/千瓦•年，對應容量電費是1327億元，補償容量電價對工商電價的影響不大，度電電費增加約0.01658元/千瓦時。假設按100%一次性疏導，估算對工商業電價影響約為0.04145元/千瓦時。未來補償容量的增長小于工商電量的增長，單位度電補償量還將呈逐年下降趨勢(見圖3)。

　　煤炭價格仍然是影響煤電電價水平的最主要因素，而電煤容量電價主要是煤電電價的結構性調整。按照2022年煤炭價格上漲情況，燃料單位成本上漲約為0.17元/千瓦時，電價上浮20%疏導成本約0.07元/千瓦時。如果電煤價格回歸合理區間，市場化煤電電價也回歸各地燃煤基準電價水平，那么煤電電價將在2022年的基礎上降低0.07元/千瓦時左右。換言之，只要煤價回歸合理區間，按煤電電量與工商業用電量的比例折算，2024年即使按100%疏導，容量電價漲幅正好可以被抵消。到2030年碳達峰之后，煤電容量達峰，工商電價繼續增長，疏導的容量電價度電費用將進一步降低。

　　本次出臺的煤電容量電價機制，基于直接補償(回收)煤電機組一定比例固定成本的方式，沒有與煤電發電利用小時直接掛鉤，方案簡單易行。但是，實際上容量電價是煤電電價的組成部分，其內在邏輯必然與發電量(對應的是利用小時)相關，因為煤電利用小時增加，意味著在滿足電量平衡的條件下，煤電裝機減少，反之，煤電裝機增加，這將直接影響補償容量的多少。因此，即使在碳達峰之后，還是應當保持一定的煤電利用小時數。過低的發電利用小時數，會造成運行能耗高等問題，而低到一定的程度之后，由于不能滿足機組最低負荷率的要求，煤電設備無法運行。

　　煤電利用小時數保持在怎樣的水平為宜?筆者認為4000小時比較合適。4000小時既能夠保障煤電的低負荷要求，又能保障設備一定的利用率(45.67%)。電量是電力的時間積分，沒有電量也不能提供相應的電力。煤電電力電量的平衡，用煤電裝機與儲能裝機配合，在保持煤電4000利用小時數的情況下，用碳目標調整煤電和儲能的裝機比例。

煤電容量電價實施建議

　　建議密切關注2024年煤電容量電價機制實施之后的運行情況以及對煤電和電力系統的影響。運行情況包括煤電企業的實際盈虧變化及其對生產經營的影響(正面的和負面的);影響包括對電力系統安全運行的影響和對工商電價的影響等。立足于煤電容量電價機制實施后產生的現實影響，來調整發電側容量電價后續的推進節奏和力度。

　　相關方對煤電容量電價機制應了解其原理，科學認識、深入研究、審慎解讀。煤電容量電價的測算數值(補償單價)，不等于用電電價一定會有相應增長，不宜簡單地認為實施了煤電容量電價會直接推升工商業電價。

　　通過控制疏導的節奏合理把握容量電價實施對用電電價的影響。綜合考慮目前煤價仍然高位運行的情況以及能源轉型速度，建議加快容量電價的實施節奏，加大回收力度，促進提升電力安全穩定運行水平和系統充裕度，如果煤價回歸合理區間，建議在煤價回降的窗口期抓緊時機，爭取在不晚于2028年實現100%的疏導。

　　保持電煤的利用小時數在一定的水平，可以有效減少煤電裝機，用儲能裝機來補充電力平衡的需求，據此，應盡快研究出臺針對儲能的容量電價。保持煤電一定的利用小時水平，需要電力規劃部門和電力運行部門達成共識，并做好電力規劃與電力調度運行工作。同時，電力企業需要科學理解容量電價機制的內在邏輯，結合碳達峰、碳中和目標，綜合考慮煤電、新能源和儲能等不同類型發電設備在新型電力系統中的作用，科學決策各類發電類型的投資建設行為。

　　調整容量電價的“考核標準”。在煤電總體體量比較大，且在大電網的基礎上，個別機組的非停和降出力事件不會對電力系統產生大的影響。因此，建議對計劃檢修，以及處于較長時間事故檢修的機組扣除容量電價，或按等效不可用的時間比例扣除容量電價，而不用按照非停次數扣減。短時間的非停和等效降出力，建議按“兩個細則”考核的要求扣減。同時，加快研究出臺輔助服務電價方案，保持與容量電價機制的協調統一，避免重復考核。

　　總之，煤電容量電價機制作為一項電價政策，對于深化電力市場化改革具有重要意義。煤電容量電價的實施也是一個技術經濟問題，對于能源電力保供和低碳轉型、建設新型電力系統同樣具有重要意義。發揮好這一機制的作用，需要全社會的理解、共識和積極參與。同時，隨著未來電力市場化改革的不斷深化，容量成本補償機制也可逐漸向容量市場過渡，一方面以市場化方式確定容量需求，另一方面也以市場化手段為“容量”定價。

　　(本文僅代表作者觀點，不代表供職單位意見)

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2024年1期，作者單位：中國電力企業聯合會