多省出臺(tái)容量電價(jià)相關(guān)政策
2023年9月15日，相關(guān)媒體在報(bào)道中提及市場(chǎng)關(guān)注的煤電容量電價(jià)改革政策有望年內(nèi)出臺(tái)，或于2024年1月1日期開(kāi)始執(zhí)行，容量電價(jià)再度成為市場(chǎng)關(guān)注核心要點(diǎn)。容量電價(jià)是為了彌補(bǔ)電廠(chǎng)的固定成本所付出的電價(jià)，與之對(duì)應(yīng)的是回收可變成本的電量電價(jià)，容量電價(jià)與電量電價(jià)共同構(gòu)成兩部制電價(jià)體系。在2003年國(guó)務(wù)院辦公廳出臺(tái)的《關(guān)于印發(fā)電價(jià)改革方案的通知》就已經(jīng)明確，在發(fā)電側(cè)環(huán)節(jié)全面引入競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制的過(guò)渡環(huán)節(jié)，“上網(wǎng)電價(jià)主要實(shí)行兩部制電價(jià)，其中，容量電價(jià)由政府制定，電量電價(jià)由市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)形成”。但2015年前電力市場(chǎng)化改革陷入停滯階段，我國(guó)發(fā)電側(cè)容量電價(jià)并未落地。2015年電改9號(hào)文落地后，雖然市場(chǎng)化改革實(shí)現(xiàn)突破，但彼時(shí)減稅降費(fèi)成為主要政策方向，容量電價(jià)再遇梗阻。
兩部制電價(jià)及對(duì)應(yīng)回收機(jī)制
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與傳統(tǒng)的單一制上網(wǎng)電價(jià)體系相比，兩部制上網(wǎng)電價(jià)最大的優(yōu)勢(shì)在于有利于發(fā)電企業(yè)將其全部或部分固定成本進(jìn)行有效回收，同時(shí)也能在一定程度上保障電力企業(yè)獲取合理盈利，避免出現(xiàn)虧損及超額盈利的情況。
單一制電價(jià)和兩部制電價(jià)對(duì)比
| 單一制電量電價(jià) | 單一制容量電價(jià) | |
| 電價(jià)結(jié)構(gòu) | 結(jié)構(gòu)單一，只按電量計(jì)價(jià) | 容量和電量均參與計(jì)價(jià) |
| 電價(jià)定價(jià) | 易于定價(jià)，計(jì)量方便 | 需同時(shí)考慮電量和容量，計(jì)量復(fù)雜，且涉及到成本分?jǐn)倖?wèn)題 |
| 定價(jià)方式 | 線(xiàn)性定價(jià) | 非線(xiàn)性定價(jià) |
| 成本回收 | 無(wú)法保障投資成本回收 | 可保證部分或全部投資成本回收 |
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根據(jù)觀(guān)研報(bào)告網(wǎng)發(fā)布的《中國(guó)電力行業(yè)發(fā)展趨勢(shì)分析與投資前景研究報(bào)告（2023-2030年）》顯示，國(guó)內(nèi)目前電源上網(wǎng)電價(jià)以操作簡(jiǎn)單易懂的單一電量制為主，對(duì)電力產(chǎn)品區(qū)分不夠，和向競(jìng)爭(zhēng)性市場(chǎng)發(fā)展的外部環(huán)境也存在不相容性。競(jìng)爭(zhēng)性電力市場(chǎng)環(huán)境下，各類(lèi)型機(jī)組的性能存在差異且提供的產(chǎn)品服務(wù)也不相同，相應(yīng)也需要不同的價(jià)格機(jī)制，因此在發(fā)電側(cè)實(shí)行簡(jiǎn)單的單一電量制與電力市場(chǎng)化后的產(chǎn)品定價(jià)機(jī)制存在不相容性。
國(guó)內(nèi)不同類(lèi)型機(jī)組發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)管制辦法
| 機(jī)組類(lèi)型 | 現(xiàn)行上網(wǎng)電價(jià)方法 |
| 燃煤機(jī)組 | 單一電量制，2019年電價(jià)機(jī)制調(diào)整為基準(zhǔn)電價(jià)+上下浮動(dòng)的市場(chǎng)化方式，其中基準(zhǔn)電價(jià)平移原來(lái)的各省標(biāo)桿電價(jià)，上下浮動(dòng)區(qū)間目前為20%。 |
| 燃?xì)鈾C(jī)組 | 缺乏全國(guó)性統(tǒng)一定價(jià)政策，大部分省份實(shí)行方式不一的臨時(shí)性電價(jià)且以單一電量制為主，浙江等個(gè)別省份實(shí)行兩部制電價(jià)。 |
| 新能源機(jī)組 | 單一電量制，含補(bǔ)項(xiàng)目給予各資源區(qū)標(biāo)桿電價(jià)，平價(jià)項(xiàng)目參考項(xiàng)目所在省火電標(biāo)桿電價(jià)。 |
| 水電機(jī)組 | 單一電量制，定價(jià)機(jī)制較為復(fù)雜，大型電站單獨(dú)核定、跨省電源采用落地段平均用電成本倒推，其他使用分類(lèi)標(biāo)桿。 |
| 抽水蓄能機(jī)組 | 2023年起全部機(jī)組調(diào)整為兩部制電價(jià)。 |
| 核電機(jī)組 | 單一電量制，執(zhí)行全國(guó)統(tǒng)一的0.43元/千瓦時(shí)核電標(biāo)桿電價(jià)，實(shí)際電價(jià)采用核電標(biāo)桿及項(xiàng)目所在省煤電標(biāo)桿電價(jià)孰低定價(jià)，技術(shù)創(chuàng)新等機(jī)組可以適當(dāng)上浮。 |
| 生物質(zhì)機(jī)組 | 單一電量制，含補(bǔ)生物質(zhì)項(xiàng)目執(zhí)行全國(guó)統(tǒng)一補(bǔ)貼電價(jià)，平價(jià)項(xiàng)目上網(wǎng)采用所在省火電標(biāo)桿電價(jià)。 |
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水電、風(fēng)電和光伏這類(lèi)電源易受自然條件約束，來(lái)水少水電出力易下降；風(fēng)力大小和光照強(qiáng)度等會(huì)影響風(fēng)光出力水平。山東光伏裝機(jī)較多，2023年5月由于節(jié)假日等原因供需倒掛，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出現(xiàn)連續(xù)22h的負(fù)電價(jià)，火電無(wú)法覆蓋成本。此外高溫酷暑天氣也給水電大省帶來(lái)保供挑戰(zhàn)。山東、云南等地出臺(tái)容量電價(jià)，回收一定比例固定成本，提高火電企業(yè)積極性。
2022年全國(guó)各省電力裝機(jī)排名
| 排名 | 總裝機(jī) | 水電 | 火電 | 風(fēng)電 | 光伏 | 核電 |
| 1 | 山東 | 四川 | 山東 | 內(nèi)蒙古 | 山東 | 廣東 |
| 2 | 廣東 | 云南 | 廣東 | 河北 | 河北 | 福建 |
| 3 | 內(nèi)蒙古 | 湖北 | 內(nèi)蒙古 | 新疆 | 浙江 | 浙江 |
| 4 | 江蘇 | 貴州 | 江蘇 | 山西 | 江蘇 | 遼寧 |
| 5 | 河北 | 廣東 | 山西 | 山東 | 河南 | 江蘇 |
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2022年山東火電、光伏裝機(jī)容量位居全國(guó)第一。一方面光伏大發(fā)時(shí)刻，需要靈活性調(diào)節(jié)資源參與調(diào)峰；另一方面光伏大發(fā)時(shí)段擠壓火電出力，火電企業(yè)收益下降。建立基于峰荷責(zé)任法的容量補(bǔ)償電價(jià)，引導(dǎo)靈活性調(diào)節(jié)資源預(yù)留調(diào)節(jié)及備用容量，助力容量成本回收。
山東省有關(guān)容量補(bǔ)償電價(jià)的政策
| 發(fā)布時(shí)間 | 政策文件 | 政策內(nèi)容 |
| 2020.4.20 | 《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)燃煤機(jī)組試行容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》(征求意見(jiàn)稿) | 山東容量市場(chǎng)運(yùn)行前，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的燃煤發(fā)電機(jī)組試行容量補(bǔ)償電價(jià)，容量補(bǔ)償電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元（含稅）。試行期間2020.6.1-2022.5.31。 |
| 2020.4.29 | 《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》 | 山東容量市場(chǎng)運(yùn)行前，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶(hù)側(cè)收取，收取標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元（含稅）。試行期間2020.6.1-2022.5.31。 |
| 2022.3.28 | 《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》 | 山東容量市場(chǎng)運(yùn)行前，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶(hù)側(cè)收取，電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元（含稅）。施行期間2022.5.1-2026.12.31。 |
| 2022.11.16 | 《關(guān)于發(fā)布2023年容量補(bǔ)償分時(shí)峰谷系數(shù)及執(zhí)行時(shí)段的公告》 | 2023年不同季節(jié)容量補(bǔ)償按照分時(shí)峰谷系數(shù)執(zhí)行。 |
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2022年云南省內(nèi)水電/火電/風(fēng)電/光伏裝機(jī)占比分別為74%/14%/8%/4%，由于高溫酷暑天氣，2022年云南來(lái)水偏枯，水電出力下降，同時(shí)云南省內(nèi)高耗能企業(yè)如電解鋁企業(yè)，用電需求旺盛，省內(nèi)電力供需緊張。
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2022年12月15日，云南省發(fā)改委發(fā)布《云南省燃煤發(fā)電市場(chǎng)化改革實(shí)施方案（試行）》，意在提高省內(nèi)火電新建和靈活性改造積極性。
云南省燃煤發(fā)電市場(chǎng)化改革實(shí)施方案（試行）
| 具體內(nèi)容 | |
| 分?jǐn)偱c市場(chǎng)機(jī)制 | 按照各類(lèi)電源、用戶(hù)對(duì)調(diào)節(jié)能力和系統(tǒng)容量的不同需求差異化分?jǐn)傉{(diào)節(jié)容量成本，逐步建立與系統(tǒng)負(fù)荷曲線(xiàn)一致性相掛鉤的調(diào)節(jié)容量市場(chǎng)交易機(jī)制。 |
| 價(jià)格 | 燃煤發(fā)電企業(yè)最大發(fā)電能力和最小發(fā)電能力之間的可調(diào)節(jié)空間參與調(diào)節(jié)容量市場(chǎng)交易，試行期先按煙煤無(wú)煙煤額定裝機(jī)容量的40%參與燃煤發(fā)電調(diào)節(jié)容量市場(chǎng)交易（褐煤發(fā)電企業(yè)暫不參與），并根據(jù)市場(chǎng)供需變化動(dòng)態(tài)調(diào)整。燃煤發(fā)電調(diào)節(jié)容量?jī)r(jià)格由買(mǎi)賣(mài)雙方在220元/千瓦·年上下浮動(dòng)30%區(qū)間范圍內(nèi)自主協(xié)商形成。 |
| 參與主體 | 1.先期鼓勵(lì)未自建新型儲(chǔ)能設(shè)施或未購(gòu)買(mǎi)共享儲(chǔ)能服務(wù)達(dá)到裝機(jī)規(guī)模10%的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)（含已建成項(xiàng)目），自行向省內(nèi)燃煤發(fā)電企業(yè)購(gòu)買(mǎi)系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)。2.未自建新型儲(chǔ)能設(shè)施、未購(gòu)買(mǎi)共享儲(chǔ)能服務(wù)且未購(gòu)買(mǎi)燃煤發(fā)電系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)的新能源項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)按清潔能源市場(chǎng)交易均價(jià)的90%結(jié)算，結(jié)算差額資金納入電力成本分擔(dān)機(jī)制。3.風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)所購(gòu)容量超出自用部分，可參與調(diào)節(jié)容量市場(chǎng)進(jìn)行交易。 |
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作為關(guān)鍵保供主體火電容量電價(jià)緊迫性增強(qiáng)
電規(guī)總院于8月31日發(fā)布《中國(guó)電力發(fā)展報(bào)告2023》，也明確提出2024年我國(guó)將仍有超過(guò)一半省份電力供需處于偏緊及緊張的狀態(tài)，其中西部及華東地區(qū)電力供需形勢(shì)尤為嚴(yán)峻。國(guó)家能源局6月正式發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書(shū)》中所提及的，新型電力系統(tǒng)四大基本特征中，安全高效為基本前提，那么也就意味著政策層面勢(shì)必不會(huì)對(duì)趨緊的供需格局置之不理。自2022年起，火電核準(zhǔn)再度成為各地政府政策主要抓手，根據(jù)統(tǒng)計(jì)，2022年全年我國(guó)火電核準(zhǔn)規(guī)模高達(dá)9364萬(wàn)千瓦，已經(jīng)超過(guò)2017-2021年五年核準(zhǔn)規(guī)模之和。2021年全國(guó)新增核準(zhǔn)煤電裝機(jī)約18.55GW，同比減少了57.66%，較“十三五”期間核準(zhǔn)裝機(jī)減少34.91%。但在2021年9月限電頻發(fā)后，2021Q4火電核準(zhǔn)進(jìn)度明顯加快，Q4裝機(jī)量較前三季度總和還要高出45.85%。而2023年上半年火電項(xiàng)目核準(zhǔn)規(guī)模已超50GW，已超過(guò)2022年全年獲批總量的55.6%。
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2021年后火電投資回暖，2022年火電投資金額為895億元，同比增長(zhǎng)33.18%火電投資同比快速提升。
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雖然2021年以來(lái)火電電源投資有所復(fù)蘇，其中2021年及2022年火電電源投資增速較高，但這也是在十三五期間連續(xù)4年下跌的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)的。實(shí)際上2022年我國(guó)火電電源投資額僅高于2017年之后的火電電源投資規(guī)模，遠(yuǎn)低于2016年及之前火電投資水平。而且從結(jié)構(gòu)上來(lái)看，電企也明顯更加偏好于穩(wěn)定盈利的清潔能源投資，2022年我國(guó)火電電源投資規(guī)模僅占全電源投資的12.05%。
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在火電盈利能力偏弱、投資低迷，但是電力系統(tǒng)又急需火電作為關(guān)鍵保供主體時(shí)，給予火電穩(wěn)定的盈利預(yù)期便成為容量電價(jià)出臺(tái)的最為核心的誘發(fā)因素。容量電價(jià)為電企帶來(lái)的重要影響在于改變了過(guò)去火電單純依賴(lài)于電能量獲得盈利，由于電能量的多寡與煤炭密切相關(guān)，因此過(guò)去的火電盈利呈現(xiàn)出顯著的逆周期波動(dòng)特點(diǎn)。當(dāng)火電部分收入不再單純依賴(lài)于電能量時(shí)，火電的營(yíng)收穩(wěn)定性便會(huì)較以往顯著提升。（zppeng）
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