新能源在容量電價政策下的危與機

　　由于新能源裝機的快速發展和其不穩定的發電特性，我國電力系統穩定和能源安全均受到較大影響，需要煤電等其他靈活性較高的調節電源為電力系統提供更充裕的調節能力。同時，隨著新能源發電量的快速提高，煤電將由主要供電電源轉為支持性調節電源，其為系統提供的可用容量價值需要通過容量電費補償的方式得到體現，且選擇備用不發電的煤電機組也需要通過電能量市場以外的方式回收固定成本。煤電容量電價政策在此背景下應運而生，通過固定的容量電費購買煤電有效容量，體現電力系統中的容量價值，增強電力市場的價值多元化，并保證煤電的固定成本回收能力，促進煤電為電網提供足夠的調節能力，保障新能源的消納和電力系統的穩定。

　　2023年11月10日，國家發改委、國家能源局聯合印發了《關于建立煤電容量電價機制的通知》(發改價格〔2023〕1501號)(以下簡稱《通知》)，《通知》要求，自2024年1月1日起在全國建立煤電容量電價機制，容量電價政策的出臺具有電價改革的里程碑意義。雖然容量電價政策的受益及分攤主體分別為煤電和用戶，但新能源作為電力市場的主體之一，容量電價政策通過電力市場間接對新能源在電價、電量、發展空間等方面產生影響，促進新能源快速發展和能源綠色低碳轉型，推動建設火電、新能源等多電源類型協調發展的新型電力系統。

　　短期新能源電價穩中有降

　　《通知》將現行煤電單一制的電能量電價調整為兩部制的電能量電價加容量電價，其中電量電價形成方式不變，仍通過現貨或中長期市場化方式形成;容量電價水平通過固定成本定價及各省煤電轉型進度合理確定。本次容量電價政策的受益主體為煤電、分攤主體為用戶，新能源電價未受到直接影響，但新能源作為電力市場的重要主體之一，將受到政策引起的煤電電能量市場價格變動的間接影響，從而導致價格波動。

　　本次電價改革將現行煤電單一制電價調整為兩部制電價，僅為電價結構的調整，且國家發改委負責同志在答記者問中明確表示，煤電總體價格水平和終端用戶用電成本將保持基本穩定。從結果來看，由于在煤電電價中增加了容量電價作為除電能量電費外的第二種成本回收方式，為保障煤電綜合電價不出現顯著上漲，穩定終端用戶用電成本，煤電的市場化交易電量電價將出現下降，并通過電能量市場競爭方式降低市場整體電價，導致新能源等其他電源參與市場交易的電量電價隨之下行。同時，由于新能源電價中可能包含的綠色環境權益溢價，導致新能源在電能量市場中競爭力減弱，新能源市場交易價格將有所降低。

　　但《通知》中明確，煤電容量電價按照煤電機組固定成本每年每千瓦330元的30%～50%進行容量電價補償，容量費用無法覆蓋煤電機組的全部固定成本，煤電仍需通過電能量市場回收全部可變成本和剩余的固定成本，煤電電能量市場價格不會大幅度降低，故電能量市場的交易價格受容量電價政策影響的程度有限，新能源在電能量市場中的價格將保持穩中有降。但由于新能源分攤的市場運營成本日漸提高，電價的降低仍會對新能源場站的成本回收產生一定影響，尤其是對新投運的平價新能源場站。

　　中期新能源消納空間擴大

　　近幾年，新能源快速發展，2022年新增裝機、發電量均占全國新增總量的2/3左右，全國已并網新能源的限電率顯著提高，尤其是新能源占比較大、裝機增速較快的省份，風電、光伏利用率在90%左右，在新能源大發的季節和時段會產生更多棄電。較大比例的棄電將導致新能源發電量被迫減少，損失大量電能量費用，尤其是帶補貼的場站將損失發電量補貼，收入顯著降低。同時，未來幾年國內新能源裝機規模還將快速增長，新能源的消納壓力將進一步增大，需要靈活性電源提供更多的消納空間。

　　《通知》要求，煤電機組無法按照調度指令提供申報最大出力的，月內發生兩次扣減當月容量電費的10%，發生三次扣減50%，發生四次及以上扣減100%;對自然年內月容量電費全部扣減累計發生三次的煤電機組，取消其獲取容量電費的資格。在調節能力上對獲得容量電費補償的煤電機組做出了較為嚴格的要求，要求煤電機組在系統需要時強制性按調度指令調節，較調峰、調頻輔助服務市場中的市場化自愿競爭方式，能對電力供應和調節能力提供更有力的保障，能為新能源提供更加穩定的消納空間，幫助新能源在大發時間段高比例消納電量。

　　容量電價政策通過較嚴格的考核措施推動煤電嚴格按照調度指令靈活調節，結構性提高了煤電的調節積極性，為新能源提供足夠的消納空間。雖然容量補償政策實施后，新能源電價將有所降低，但新能源消納空間將得到保障，發電量也將有所提高。在此情況下，新能源場站的收入能夠在電量方面得到支撐，且帶補貼的場站將獲取更多的發電量補貼，故容量電價政策對新能源整體收入的影響較小。

　　長期新能源發展上限提高

　　近幾年，電力系統的發展速度難以跟上新能源裝機的發展速度，為保證電力供應穩定和電網運行安全，新能源占比較高的地區已難以允許更多新能源的接入，特別是新能源占比較高的“三北”地區，由于冬季供熱、機組老舊、供需不平衡等原因，調節能力存在較大的缺口。由于煤電機組在電能量市場中的成本回收能力有限，甚至會產生嚴重虧損，其資金無法支撐其進行靈活性改造，且煤電在投資領域也由于其沒有體現出公用事業的穩定盈利屬性，投資嚴重不足。煤電機組投資遲滯，長期來講難以為新能源提供足夠的消納空間，導致新能源消納空間長期受限，發展受到嚴重制約，難以進一步擴大新能源裝機容量，新能源的發展進入瓶頸期。

　　《通知》的出臺為煤電機組提供了投資資金來源和驅動力，推動對煤電機組進行投資，在長期上能夠提高新能源發展的消納上限。一方面，《通知》將容量補償的范圍限定為“合規在運的公用煤電機組”，不包含自備電廠及能耗、環保和靈活調節能力等方面不符合要求的煤電機組。未達標的煤電機組為獲取容量補償電費，將盡快進行改造，以達到國家要求的靈活性調節能力標準。同時，容量電價政策也為這一類機組提供用于靈活性改造的資金來源，保障其靈活性改造的成本回收能力。隨著已投運未達標的煤電機組陸續進行靈活性改造，尤其是存在機組老舊問題的地區，機組調節能力將會得到普遍提高，為未來更多新能源的接入提供更大空間，促進能源的綠色轉型。另一方面，由于煤價波動較大、電價無法傳導，且煤電作為傳統化石能源，與綠色減排目標相悖，近幾年對煤電的投資大幅減少，眾多煤電企業也開始向新能源等其他電源類型轉型。在沒有足夠投資的情況下，技術較為先進的新建煤電機組較少，無法為新能源提供長期增長的消納空間。而容量電價政策的出臺意味著煤電資產將取得一部分穩定收益，其資產回報率的確定性有所提升，抵抗煤價波動的能力也更強。

　　隨著可再生能源的快速發展，我國部分可再生能源占比較高的區域已經開始出現頂峰能力不足、調節能力不足等問題，可能對電網供應安全產生影響，雖然儲能和需求側響應可以提供部分靈活性，但仍需要煤電機組作為主力提供能源供應保障能力和調節能力。為保證我國電力系統的安全穩定運行，煤電容量電價政策在此背景下應運而生。新能源雖然并非容量電價政策的直接補償或分攤主體，但政策出臺后，新能源的電價將降低、消納空間將擴大、發展上限提高。整體來講，容量電價政策將通過推動煤電向靈活保障性電源轉型來促進新能源的消納和發展，助力我國平穩度過能源轉型的過渡期，積極穩妥推進“雙碳”目標的實現。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2023年11期