安洪光：煤电容量电价实施的技术经济影响预测及建议

　　作者简介：安洪光　中共党员，正高级工程师。现任中国电力企业联合会专职副理事长。

　　历经下花园发电厂、唐山发电总厂、陡河发电厂、张家口发电厂;大唐国际发电股份有限公司、大唐河南发电有限公司、中国大唐集团公司。担任过车间主任，厂长，省公司执行董事、总经理、党组书记等职务。曾荣获多项省部级奖励，发表论文40余篇，取得多项发明专利和实用新型专利。享受国务院特殊津贴。

　　煤电容量电价机制是电价制度改革的重要内容，而电价制度改革则是电力体制和市场改革的重要内容。2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》(以下简称“煤电容量电价机制”)，自2024年1月1日起实施。当前恰逢能源电力转型的关键时期，煤电容量电价机制的出台，将从政策层面促进电力行业在电力规划、投资决策和生产运营等方面适应新型电力系统建设需求，对于保障能源安全、稳步推进能源转型具有重要意义和积极作用。实施好这一机制，需要相关各方科学认识、正确把握政策内涵，审时度势、积极稳妥地共同推进政策落实到位。

容量电价机制的核心内容与数据预测

煤电容量电价实施范围及标准

　　煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。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。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。

　对应的容量及发电量

　　预计2024年煤电装机约11.83亿千瓦(年平均值)，符合规定范围的煤电容量约占煤电总容量的85%，为10.05亿千瓦，年利用小时数按4600小时计算，年发电量为4.62万亿千瓦时。按照到2030年碳达峰前煤电容量2%～5%的增长率增长、2030年后煤电容量和发电量负增长、年利用小时数由2024年的4600小时逐步降至2035年的4000小时测算，2024年到2035年历年的补偿容量及对应的发电量预测情况见图1。

图1 公用煤电对应发电量及工商业用电量、补偿机组容量预测趋势(未来年度数据为作者个人分析预测值，其中煤电容量数据为年内平均值而非期末时点值)

　费用分摊的范围及对应的用电量

　　各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。2024～2035年的工商业用电量按5.5%的增长率计算，预测历年的工商业用电量数据走势见图1。

实施的节奏

图2 年度容量电价总费用及疏导节奏(按趋势预估测算)

　　根据《通知》，“通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。”据此规定，2024年全国各地方容量电价的回收比例按30%或50%左右疏导(本文按全国平均大致水平40%测算)，假设每年以15%的比例增加，到2028年回收比例将达到100%。煤电总容量成本疏导节奏见图2，据此预测2024年至2035年煤电容量电价实施对工商业电价的影响见图3。

图3 年度单位容量电价标准及单位电量容量电价费用(按趋势预估测算)

数据的预测分析与探讨

　　按照预测数据计算产生的容量电费，结果显示：

　　2024年容量电价回收的固定成本比例按40%估算为132元/千瓦•年，对应容量电费是1327亿元，补偿容量电价对工商电价的影响不大，度电电费增加约0.01658元/千瓦时。假设按100%一次性疏导，估算对工商业电价影响约为0.04145元/千瓦时。未来补偿容量的增长小于工商电量的增长，单位度电补偿量还将呈逐年下降趋势(见图3)。

　　煤炭价格仍然是影响煤电电价水平的最主要因素，而电煤容量电价主要是煤电电价的结构性调整。按照2022年煤炭价格上涨情况，燃料单位成本上涨约为0.17元/千瓦时，电价上浮20%疏导成本约0.07元/千瓦时。如果电煤价格回归合理区间，市场化煤电电价也回归各地燃煤基准电价水平，那么煤电电价将在2022年的基础上降低0.07元/千瓦时左右。换言之，只要煤价回归合理区间，按煤电电量与工商业用电量的比例折算，2024年即使按100%疏导，容量电价涨幅正好可以被抵消。到2030年碳达峰之后，煤电容量达峰，工商电价继续增长，疏导的容量电价度电费用将进一步降低。

　　本次出台的煤电容量电价机制，基于直接补偿(回收)煤电机组一定比例固定成本的方式，没有与煤电发电利用小时直接挂钩，方案简单易行。但是，实际上容量电价是煤电电价的组成部分，其内在逻辑必然与发电量(对应的是利用小时)相关，因为煤电利用小时增加，意味着在满足电量平衡的条件下，煤电装机减少，反之，煤电装机增加，这将直接影响补偿容量的多少。因此，即使在碳达峰之后，还是应当保持一定的煤电利用小时数。过低的发电利用小时数，会造成运行能耗高等问题，而低到一定的程度之后，由于不能满足机组最低负荷率的要求，煤电设备无法运行。

　　煤电利用小时数保持在怎样的水平为宜?笔者认为4000小时比较合适。4000小时既能够保障煤电的低负荷要求，又能保障设备一定的利用率(45.67%)。电量是电力的时间积分，没有电量也不能提供相应的电力。煤电电力电量的平衡，用煤电装机与储能装机配合，在保持煤电4000利用小时数的情况下，用碳目标调整煤电和储能的装机比例。

煤电容量电价实施建议

　　建议密切关注2024年煤电容量电价机制实施之后的运行情况以及对煤电和电力系统的影响。运行情况包括煤电企业的实际盈亏变化及其对生产经营的影响(正面的和负面的);影响包括对电力系统安全运行的影响和对工商电价的影响等。立足于煤电容量电价机制实施后产生的现实影响，来调整发电侧容量电价后续的推进节奏和力度。

　　相关方对煤电容量电价机制应了解其原理，科学认识、深入研究、审慎解读。煤电容量电价的测算数值(补偿单价)，不等于用电电价一定会有相应增长，不宜简单地认为实施了煤电容量电价会直接推升工商业电价。

　　通过控制疏导的节奏合理把握容量电价实施对用电电价的影响。综合考虑目前煤价仍然高位运行的情况以及能源转型速度，建议加快容量电价的实施节奏，加大回收力度，促进提升电力安全稳定运行水平和系统充裕度，如果煤价回归合理区间，建议在煤价回降的窗口期抓紧时机，争取在不晚于2028年实现100%的疏导。

　　保持电煤的利用小时数在一定的水平，可以有效减少煤电装机，用储能装机来补充电力平衡的需求，据此，应尽快研究出台针对储能的容量电价。保持煤电一定的利用小时水平，需要电力规划部门和电力运行部门达成共识，并做好电力规划与电力调度运行工作。同时，电力企业需要科学理解容量电价机制的内在逻辑，结合碳达峰、碳中和目标，综合考虑煤电、新能源和储能等不同类型发电设备在新型电力系统中的作用，科学决策各类发电类型的投资建设行为。

　　调整容量电价的“考核标准”。在煤电总体体量比较大，且在大电网的基础上，个别机组的非停和降出力事件不会对电力系统产生大的影响。因此，建议对计划检修，以及处于较长时间事故检修的机组扣除容量电价，或按等效不可用的时间比例扣除容量电价，而不用按照非停次数扣减。短时间的非停和等效降出力，建议按“两个细则”考核的要求扣减。同时，加快研究出台辅助服务电价方案，保持与容量电价机制的协调统一，避免重复考核。

　　总之，煤电容量电价机制作为一项电价政策，对于深化电力市场化改革具有重要意义。煤电容量电价的实施也是一个技术经济问题，对于能源电力保供和低碳转型、建设新型电力系统同样具有重要意义。发挥好这一机制的作用，需要全社会的理解、共识和积极参与。同时，随着未来电力市场化改革的不断深化，容量成本补偿机制也可逐渐向容量市场过渡，一方面以市场化方式确定容量需求，另一方面也以市场化手段为“容量”定价。

　　(本文仅代表作者观点，不代表供职单位意见)

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2024年1期，作者单位：中国电力企业联合会