新能源在容量电价政策下的危与机

　　由于新能源装机的快速发展和其不稳定的发电特性，我国电力系统稳定和能源安全均受到较大影响，需要煤电等其他灵活性较高的调节电源为电力系统提供更充裕的调节能力。同时，随着新能源发电量的快速提高，煤电将由主要供电电源转为支持性调节电源，其为系统提供的可用容量价值需要通过容量电费补偿的方式得到体现，且选择备用不发电的煤电机组也需要通过电能量市场以外的方式回收固定成本。煤电容量电价政策在此背景下应运而生，通过固定的容量电费购买煤电有效容量，体现电力系统中的容量价值，增强电力市场的价值多元化，并保证煤电的固定成本回收能力，促进煤电为电网提供足够的调节能力，保障新能源的消纳和电力系统的稳定。

　　2023年11月10日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号)(以下简称《通知》)，《通知》要求，自2024年1月1日起在全国建立煤电容量电价机制，容量电价政策的出台具有电价改革的里程碑意义。虽然容量电价政策的受益及分摊主体分别为煤电和用户，但新能源作为电力市场的主体之一，容量电价政策通过电力市场间接对新能源在电价、电量、发展空间等方面产生影响，促进新能源快速发展和能源绿色低碳转型，推动建设火电、新能源等多电源类型协调发展的新型电力系统。

短期新能源电价稳中有降

　　《通知》将现行煤电单一制的电能量电价调整为两部制的电能量电价加容量电价，其中电量电价形成方式不变，仍通过现货或中长期市场化方式形成;容量电价水平通过固定成本定价及各省煤电转型进度合理确定。本次容量电价政策的受益主体为煤电、分摊主体为用户，新能源电价未受到直接影响，但新能源作为电力市场的重要主体之一，将受到政策引起的煤电电能量市场价格变动的间接影响，从而导致价格波动。

　　本次电价改革将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，仅为电价结构的调整，且国家发改委负责同志在答记者问中明确表示，煤电总体价格水平和终端用户用电成本将保持基本稳定。从结果来看，由于在煤电电价中增加了容量电价作为除电能量电费外的第二种成本回收方式，为保障煤电综合电价不出现显著上涨，稳定终端用户用电成本，煤电的市场化交易电量电价将出现下降，并通过电能量市场竞争方式降低市场整体电价，导致新能源等其他电源参与市场交易的电量电价随之下行。同时，由于新能源电价中可能包含的绿色环境权益溢价，导致新能源在电能量市场中竞争力减弱，新能源市场交易价格将有所降低。

　　但《通知》中明确，煤电容量电价按照煤电机组固定成本每年每千瓦330元的30%～50%进行容量电价补偿，容量费用无法覆盖煤电机组的全部固定成本，煤电仍需通过电能量市场回收全部可变成本和剩余的固定成本，煤电电能量市场价格不会大幅度降低，故电能量市场的交易价格受容量电价政策影响的程度有限，新能源在电能量市场中的价格将保持稳中有降。但由于新能源分摊的市场运营成本日渐提高，电价的降低仍会对新能源场站的成本回收产生一定影响，尤其是对新投运的平价新能源场站。

　中期新能源消纳空间扩大

　　近几年，新能源快速发展，2022年新增装机、发电量均占全国新增总量的2/3左右，全国已并网新能源的限电率显著提高，尤其是新能源占比较大、装机增速较快的省份，风电、光伏利用率在90%左右，在新能源大发的季节和时段会产生更多弃电。较大比例的弃电将导致新能源发电量被迫减少，损失大量电能量费用，尤其是带补贴的场站将损失发电量补贴，收入显著降低。同时，未来几年国内新能源装机规模还将快速增长，新能源的消纳压力将进一步增大，需要灵活性电源提供更多的消纳空间。

　　《通知》要求，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%;对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。在调节能力上对获得容量电费补偿的煤电机组做出了较为严格的要求，要求煤电机组在系统需要时强制性按调度指令调节，较调峰、调频辅助服务市场中的市场化自愿竞争方式，能对电力供应和调节能力提供更有力的保障，能为新能源提供更加稳定的消纳空间，帮助新能源在大发时间段高比例消纳电量。

　　容量电价政策通过较严格的考核措施推动煤电严格按照调度指令灵活调节，结构性提高了煤电的调节积极性，为新能源提供足够的消纳空间。虽然容量补偿政策实施后，新能源电价将有所降低，但新能源消纳空间将得到保障，发电量也将有所提高。在此情况下，新能源场站的收入能够在电量方面得到支撑，且带补贴的场站将获取更多的发电量补贴，故容量电价政策对新能源整体收入的影响较小。

　长期新能源发展上限提高

　　近几年，电力系统的发展速度难以跟上新能源装机的发展速度，为保证电力供应稳定和电网运行安全，新能源占比较高的地区已难以允许更多新能源的接入，特别是新能源占比较高的“三北”地区，由于冬季供热、机组老旧、供需不平衡等原因，调节能力存在较大的缺口。由于煤电机组在电能量市场中的成本回收能力有限，甚至会产生严重亏损，其资金无法支撑其进行灵活性改造，且煤电在投资领域也由于其没有体现出公用事业的稳定盈利属性，投资严重不足。煤电机组投资迟滞，长期来讲难以为新能源提供足够的消纳空间，导致新能源消纳空间长期受限，发展受到严重制约，难以进一步扩大新能源装机容量，新能源的发展进入瓶颈期。

　　《通知》的出台为煤电机组提供了投资资金来源和驱动力，推动对煤电机组进行投资，在长期上能够提高新能源发展的消纳上限。一方面，《通知》将容量补偿的范围限定为“合规在运的公用煤电机组”，不包含自备电厂及能耗、环保和灵活调节能力等方面不符合要求的煤电机组。未达标的煤电机组为获取容量补偿电费，将尽快进行改造，以达到国家要求的灵活性调节能力标准。同时，容量电价政策也为这一类机组提供用于灵活性改造的资金来源，保障其灵活性改造的成本回收能力。随着已投运未达标的煤电机组陆续进行灵活性改造，尤其是存在机组老旧问题的地区，机组调节能力将会得到普遍提高，为未来更多新能源的接入提供更大空间，促进能源的绿色转型。另一方面，由于煤价波动较大、电价无法传导，且煤电作为传统化石能源，与绿色减排目标相悖，近几年对煤电的投资大幅减少，众多煤电企业也开始向新能源等其他电源类型转型。在没有足够投资的情况下，技术较为先进的新建煤电机组较少，无法为新能源提供长期增长的消纳空间。而容量电价政策的出台意味着煤电资产将取得一部分稳定收益，其资产回报率的确定性有所提升，抵抗煤价波动的能力也更强。

　　随着可再生能源的快速发展，我国部分可再生能源占比较高的区域已经开始出现顶峰能力不足、调节能力不足等问题，可能对电网供应安全产生影响，虽然储能和需求侧响应可以提供部分灵活性，但仍需要煤电机组作为主力提供能源供应保障能力和调节能力。为保证我国电力系统的安全稳定运行，煤电容量电价政策在此背景下应运而生。新能源虽然并非容量电价政策的直接补偿或分摊主体，但政策出台后，新能源的电价将降低、消纳空间将扩大、发展上限提高。整体来讲，容量电价政策将通过推动煤电向灵活保障性电源转型来促进新能源的消纳和发展，助力我国平稳度过能源转型的过渡期，积极稳妥推进“双碳”目标的实现。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2023年11期