燃煤发电价格再次走到改革路口——煤-电价格联动

然而，定价方法的设计仅仅以成本投入规律为前提是不够的。 一个典型的例子是，我们通常对核电制定单一电价，其固定成本远大于可变成本。 相反，由于核电利用小时数大且稳定，电价已经可以满足其成本“回收”和利润“激励”的需要。 当功能满足需求时，便利性在定价设计中占据主导地位。

那么，煤电呢？

现行煤电价格来源于标杆电价——对地方先进机组采用运行期法实行政府定价的单一电价。 基准电价涵盖了燃煤发电的全部成本。 但与核电燃料成本占比较小、短期变化较小相比，煤电成本受煤价短期波动影响较大。 为了应对这一问题，我国与标杆电价同步启动“煤电价格联动”机制，建立煤电标杆电价与煤炭价格的挂钩。 到2020年初，全面实施煤电上网电价市场化改革。 “基准电价+上下浮动”机制将取代基准电价，特别是2021年发改电价[2021]1439号文件的印发，通过市场调节煤炭价格变化。 电价传导提供了制度基础。

如今，在能源转型和市场化改革的大趋势下，燃煤发电价格再次走到了改革的十字路口。

一是能源转型深入推进，对完善煤电定价方式明确要求。 一方面，风电、光伏发电具有间歇性、波动性的特点。 随着可再生能源渗透率的提高，需要更强的电力系统可控和调节能力，对系统灵活性的需求迅速增加。 例如，欧盟预测，如果欧洲在2050年实现零碳，其对电力灵活性资源的需求将是2020年的四倍。另一方面，我国其他电源中，天然气发电受制于资源禀赋难以成为调节资源的主要来源； 水电、抽水蓄能成本日益上升，开发规模和调节能力总体有限； 新能源存储具有中短期的内部技术，在成本和规模上难以承担起主调节器的作用，在提供转动惯量方面也存在短板。 面对灵活资源需求增加与供给不足的矛盾，我国在一段时期内仍将依赖煤电提供监管能力，要求将现有煤电转变为基础保障和系统监管电力。 煤电职能转变在统计数据上也体现得淋漓尽致。 2022年，风电、光伏发电将成为我国新增发电装机的中流砥柱，分别占装机容量的29.6%、发电量的13.4%。 相比之下，火电利用小时数从2011年的5294小时下降到2022年的4379小时，发电量占比从82.8%下降到69.8%。 随着新能源持续快速发展，火电利用小时数将进一步下降。 在煤电“功能转型”和“降电”两阶段影响下，亟待调整煤电单一电价方式，通过稳定容量电价收回部分成本，确保足够的单位可以在低利用率的情况下“生存”。 ，及时提供调整服务。

二是电力市场改革步伐加快，为完善煤电定价方式创造了条件。 首先，电力现货市场的发展为煤电竞价空间的增加创造了可能。 2016年以来，省级现货市场试点步伐加快，跨省现货价格在高峰期逐渐发挥重要作用。 近期，《电力现货市场基本规则（试行）》发布，现货市场“价格发现”功能不断强化。 但与此同时，新能源也逐渐进入市场。 部分地区受新能源报价影响，市场出清价有所下调。 煤电通过边际报价回收固定成本变得更加困难。 如果煤电能够在现货市场上“拆绑”，例如将部分固定成本拆解，通过容量电价回收，煤电的竞价空间将显着增加。 市场电价较低时，每千瓦时固定成本负担减轻，煤电能源损失相对收窄； 当市场价格较高时，通过灵活的现货报价可以获得较高的回报。 其次，电力辅助服务机制逐步完善，为煤电机组充分发挥灵活调节能力打通了渠道。 2021年底，新版“两个细则”出台，除西藏以外的所有地区均建立并运行配套服务市场。 这为鼓励煤电采用不同机制、识别不同价值、进而获得多渠道补偿提供了经验参考。 发挥经营压力作用。 三是第三轮输配电价改革进一步理顺输配电价结构，系统运营费用独立列示，为煤电容量电价合理征收分配给用户提供了“通道”保障。

此次出台的煤电容量电价从实施范围、价格水平、分配方式、电费考核等方面明确了机制，体现了以下主要特点。

一是实施范围要兼顾普遍性和针对性。 明确容量电价适用于“符合规定的公用煤电机组”。 燃煤自备电厂、不符合规划的煤机、不符合能耗、环保要求和灵活调节能力的煤机，容量电价将不予执行。 既保证了煤电机组的最大覆盖，又体现了定向支持的特点。

其次，价格水平既有统一性，也有分化性。 明确容量电价按国家统一标准每千瓦时330元/年执行，但各地根据各地具体情况，按差别比例执行。 统一标准解决了对大型多品种煤机开展综合监管审查“制度成本高”的问题，而差异化实施更贴近当地实际，提高政策效率。

三是明确跨省区运煤机械共享机制。 对于配套单位，原则上视为受电省份单位，实行容量电价，容量电费由受电省份承担； 其他单位视为送电省内单位，容量电费由双方协商分摊。 明确跨省交易中容量电费的分配方式，有利于省际与省内价格机制的有效衔接。

四是建立容量电费考核机制。 对无法按照调度指令提供申报最大出力的煤电机组（合同约定跨省、跨区送电），分别按容量电费的10%、50%、10%征收根据一个月内发生次数（2至4次及以上）扣除。 100%； 一年内出现3次全部扣除的，取消容量电费获取资格。 考核机制为确保煤电企业履行产能责任提供了底线保障。

建立煤电容量价格机制具有重要意义。

首先，它将在一定程度上解决现有煤电的生存问题。 按照最大出力600MW煤电机组50%容量电价330元/kW测算，年收入将达到近亿元，相当于变相增加利用小时约130小时对于煤电机组，可与2022年煤电机组简单叠加，从实际利用小时数来看，基本接近甚至略超传统设计利用小时数4500小时，为煤电机组的恢复提供了保障。煤电机组的固定成本。

二是有利于提高煤电机组新增投资积极性。 2021年，受高煤价影响，全国煤电行业损失将达80%，损失超3000亿元； 2022年，通过控制煤炭价格、建设机制、强力引导等措施，总体情况会有所好转，但仍处于亏损状态。 等级。 发电企业煤电板块持续亏损，严重影响了煤电投资积极性。 容量电价为煤电投资提供了相对稳定的收益预期，对于恢复投资信心将起到关键作用。

三是有利于建立反映电力容量价值的价格体系。 同样作为重要调节资源，2021年将建立抽水电两部制电价。抽水蓄能和煤电容量电价由政府定价确定，具体定价办法根据各自实际情况制定。 煤电容量价格的推出无疑为新电力体系建设下体现电力容量价值的价格体系探索增添了新样本，为指导和完善未来价格体系提供了实践经验。