多省出臺容量電價相關(guān)政策
2023年9月15日，相關(guān)媒體在報道中提及市場關(guān)注的煤電容量電價改革政策有望年內(nèi)出臺，或于2024年1月1日期開始執(zhí)行，容量電價再度成為市場關(guān)注核心要點。容量電價是為了彌補電廠的固定成本所付出的電價，與之對應(yīng)的是回收可變成本的電量電價，容量電價與電量電價共同構(gòu)成兩部制電價體系。在2003年國務(wù)院辦公廳出臺的《關(guān)于印發(fā)電價改革方案的通知》就已經(jīng)明確，在發(fā)電側(cè)環(huán)節(jié)全面引入競爭機制的過渡環(huán)節(jié)，“上網(wǎng)電價主要實行兩部制電價，其中，容量電價由政府制定，電量電價由市場競爭形成”。但2015年前電力市場化改革陷入停滯階段，我國發(fā)電側(cè)容量電價并未落地。2015年電改9號文落地后，雖然市場化改革實現(xiàn)突破，但彼時減稅降費成為主要政策方向，容量電價再遇梗阻。
兩部制電價及對應(yīng)回收機制
資料來源：觀研天下數(shù)據(jù)中心整理
與傳統(tǒng)的單一制上網(wǎng)電價體系相比，兩部制上網(wǎng)電價最大的優(yōu)勢在于有利于發(fā)電企業(yè)將其全部或部分固定成本進行有效回收，同時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。
單一制電價和兩部制電價對比
| 單一制電量電價 | 單一制容量電價 | |
| 電價結(jié)構(gòu) | 結(jié)構(gòu)單一，只按電量計價 | 容量和電量均參與計價 |
| 電價定價 | 易于定價，計量方便 | 需同時考慮電量和容量，計量復(fù)雜，且涉及到成本分攤問題 |
| 定價方式 | 線性定價 | 非線性定價 |
| 成本回收 | 無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)觀研報告網(wǎng)發(fā)布的《中國電力行業(yè)發(fā)展趨勢分析與投資前景研究報告（2023-2030年）》顯示，國內(nèi)目前電源上網(wǎng)電價以操作簡單易懂的單一電量制為主，對電力產(chǎn)品區(qū)分不夠，和向競爭性市場發(fā)展的外部環(huán)境也存在不相容性。競爭性電力市場環(huán)境下，各類型機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)也需要不同的價格機制，因此在發(fā)電側(cè)實行簡單的單一電量制與電力市場化后的產(chǎn)品定價機制存在不相容性。
國內(nèi)不同類型機組發(fā)電上網(wǎng)電價管制辦法
| 機組類型 | 現(xiàn)行上網(wǎng)電價方法 |
| 燃煤機組 | 單一電量制，2019年電價機制調(diào)整為基準電價+上下浮動的市場化方式，其中基準電價平移原來的各省標桿電價，上下浮動區(qū)間目前為20%。 |
| 燃氣機組 | 缺乏全國性統(tǒng)一定價政策，大部分省份實行方式不一的臨時性電價且以單一電量制為主，浙江等個別省份實行兩部制電價。 |
| 新能源機組 | 單一電量制，含補項目給予各資源區(qū)標桿電價，平價項目參考項目所在省火電標桿電價。 |
| 水電機組 | 單一電量制，定價機制較為復(fù)雜，大型電站單獨核定、跨省電源采用落地段平均用電成本倒推，其他使用分類標桿。 |
| 抽水蓄能機組 | 2023年起全部機組調(diào)整為兩部制電價。 |
| 核電機組 | 單一電量制，執(zhí)行全國統(tǒng)一的0.43元/千瓦時核電標桿電價，實際電價采用核電標桿及項目所在省煤電標桿電價孰低定價，技術(shù)創(chuàng)新等機組可以適當上浮。 |
| 生物質(zhì)機組 | 單一電量制，含補生物質(zhì)項目執(zhí)行全國統(tǒng)一補貼電價，平價項目上網(wǎng)采用所在省火電標桿電價。 |
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水電、風(fēng)電和光伏這類電源易受自然條件約束，來水少水電出力易下降；風(fēng)力大小和光照強度等會影響風(fēng)光出力水平。山東光伏裝機較多，2023年5月由于節(jié)假日等原因供需倒掛，電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)連續(xù)22h的負電價，火電無法覆蓋成本。此外高溫酷暑天氣也給水電大省帶來保供挑戰(zhàn)。山東、云南等地出臺容量電價，回收一定比例固定成本，提高火電企業(yè)積極性。
2022年全國各省電力裝機排名
| 排名 | 總裝機 | 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、光伏裝機容量位居全國第一。一方面光伏大發(fā)時刻，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)任法的容量補償電價，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)容量補償電價的政策
| 發(fā)布時間 | 政策文件 | 政策內(nèi)容 |
| 2020.4.20 | 《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場燃煤機組試行容量補償電價有關(guān)事項的通知》(征求意見稿) | 山東容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的燃煤發(fā)電機組試行容量補償電價，容量補償電價標準暫定為每千瓦時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)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知》 | 山東容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側(cè)收取，收取標準暫定為每千瓦時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)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知》 | 山東容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側(cè)收取，電價標準暫定為每千瓦時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年容量補償分時峰谷系數(shù)及執(zhí)行時段的公告》 | 2023年不同季節(jié)容量補償按照分時峰谷系數(shù)執(zhí)行。 |
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2022年云南省內(nèi)水電/火電/風(fēng)電/光伏裝機占比分別為74%/14%/8%/4%，由于高溫酷暑天氣，2022年云南來水偏枯，水電出力下降，同時云南省內(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)電市場化改革實施方案（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)電市場化改革實施方案（試行）
| 具體內(nèi)容 | |
| 分攤與市場機制 | 按照各類電源、用戶對調(diào)節(jié)能力和系統(tǒng)容量的不同需求差異化分攤調(diào)節(jié)容量成本，逐步建立與系統(tǒng)負荷曲線一致性相掛鉤的調(diào)節(jié)容量市場交易機制。 |
| 價格 | 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)容量市場交易，試行期先按煙煤無煙煤額定裝機容量的40%參與燃煤發(fā)電調(diào)節(jié)容量市場交易（褐煤發(fā)電企業(yè)暫不參與），并根據(jù)市場供需變化動態(tài)調(diào)整。燃煤發(fā)電調(diào)節(jié)容量價格由買賣雙方在220元/千瓦·年上下浮動30%區(qū)間范圍內(nèi)自主協(xié)商形成。 |
| 參與主體 | 1.先期鼓勵未自建新型儲能設(shè)施或未購買共享儲能服務(wù)達到裝機規(guī)模10%的風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)（含已建成項目），自行向省內(nèi)燃煤發(fā)電企業(yè)購買系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)。2.未自建新型儲能設(shè)施、未購買共享儲能服務(wù)且未購買燃煤發(fā)電系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)的新能源項目上網(wǎng)電價按清潔能源市場交易均價的90%結(jié)算，結(jié)算差額資金納入電力成本分擔(dān)機制。3.風(fēng)電和光伏發(fā)電企業(yè)所購容量超出自用部分，可參與調(diào)節(jié)容量市場進行交易。 |
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作為關(guān)鍵保供主體火電容量電價緊迫性增強
電規(guī)總院于8月31日發(fā)布《中國電力發(fā)展報告2023》，也明確提出2024年我國將仍有超過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)電力供需形勢尤為嚴峻。國家能源局6月正式發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》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必不會對趨緊的供需格局置之不理。自2022年起，火電核準再度成為各地政府政策主要抓手，根據(jù)統(tǒng)計，2022年全年我國火電核準規(guī)模高達9364萬千瓦，已經(jīng)超過2017-2021年五年核準規(guī)模之和。2021年全國新增核準煤電裝機約18.55GW，同比減少了57.66%，較“十三五”期間核準裝機減少34.91%。但在2021年9月限電頻發(fā)后，2021Q4火電核準進度明顯加快，Q4裝機量較前三季度總和還要高出45.85%。而2023年上半年火電項目核準規(guī)模已超50GW，已超過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33.18%火電投資同比快速提升。
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雖然2021年以來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)上實現(xiàn)的。實際上2022年我國火電電源投資額僅高于2017年之后的火電電源投資規(guī)模，遠低于2016年及之前火電投資水平。而且從結(jié)構(gòu)上來看，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，給予火電穩(wěn)定的盈利預(yù)期便成為容量電價出臺的最為核心的誘發(fā)因素。容量電價為電企帶來的重要影響在于改變了過去火電單純依賴于電能量獲得盈利，由于電能量的多寡與煤炭密切相關(guān)，因此過去的火電盈利呈現(xiàn)出顯著的逆周期波動特點。當火電部分收入不再單純依賴于電能量時，火電的營收穩(wěn)定性便會較以往顯著提升。（zppeng）
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