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煤电容量电价有助于建立适应新型电力系统的完善市场体系

2023-11-14 09:41:15
来源:中国储能网

近日,国家发展改革委、国家能源局印发《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》),自2024年1月1日起正式实行煤电容量电价机制。自此,煤电成为继抽蓄、气电后,又一全面实行容量电价的电源主体。在煤电两部制电价机制下,电量电价通过市场化方式形成,灵敏反映市场供需和燃料成本变化;容量电价实现一定比例固定成本回收,以此促进煤电行业持续健康发展。

对建立煤电容量电价机制意义的认识

建立煤电容量电价机制有利于推动煤电转变经营模式,充分发挥支撑调节作用

近年来,我国新能源发展成就举世瞩目。2022年全国风电、光伏发电新增装机1.2亿千瓦,连续三年突破1亿千瓦,今年前三季度新增装机高达1.6亿千瓦,再创历史新高。截至今年上半年,新能源装机占全国总装机已近32%。新能源的开发利用为全球能源从资源依赖向技术依赖转移开辟了新途径。与此同时,高比例新能源接入、大规模电力电子设备应用,使得系统特性更加复杂,电力电量平衡、频率调节、电压支撑等问题逐渐凸显。在近两年电力保供的关键时刻,煤电充分发挥保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用,以不足50%的装机占比,提供了全国60%的电量,支撑超七成的电网高峰负荷,承担超八成的供热任务。随着新型电力系统建设推进,新能源或将逐渐替代传统煤电成为主要的电量供应主体,但同时新能源发展与电力系统安全稳定运行的矛盾加剧,系统对调节资源的需求愈发迫切。

在当前的技术条件和装机结构下,煤电依然是最为经济可行、安全可靠的灵活调节资源。此外,我国以煤为主的资源禀赋,也决定了煤电在相当长时期内仍将承担保障能源电力安全的重要作用。因此,建立煤电容量电价机制,依托容量电价保障其一定比例固定成本回收,从而推动传统煤电转变盈利模式,有助于煤电“轻装上阵”,将其在电力系统中的角色逐步转向调频、备用、容量服务提供者,进而更好地保障电力安全稳定供应,有力促进新能源消纳发展和能源绿色低碳转型。

建立煤电容量电价机制有利于提升发电容量长期充裕性,持续稳定现货市场价格

今年10月,《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2023〕813号)对各地现货市场建设进度做出了明确的时间要求,全国范围内现货市场建设工作正在加快推进。当前,电力现货市场中的基本定价理论主要是边际成本定价理论,可真实反映电力商品在时间和空间上的成本及供需变化,实现资源的高效优化配置。但这一定价模式也往往会使得决定现货市场出清价格的边际机组的固定成本无法得到合理补偿,非边际机组的固定成本回收程度也存在较大的不确定性。为此,煤电机组被迫采用策略性报价,通过最大化收益实现变动和固定成本回收。此外,现货市场计算出清价格通常采用的安全约束机组组合或安全约束经济调度等短期运行优化模型,未能充分考虑电能生产、消费的时间连续性,以及同一时段不同类型发电机组在负荷曲线上所处的位置,没有区分基荷、腰荷和峰荷机组差别明显的技术特征及价值。所以,仅仅依赖现货市场这一相对“短视”的定价机制形成的价格信号,通常难以满足电源投资激励的需要,无法保证发电容量的充裕性。因此,在建立电力现货市场的过程中,大多数国家和地区都会设计相应的发电容量成本回收机制。目前,主流的容量机制主要有稀缺定价机制、容量市场机制、容量补偿机制、战略备用机制等。

从国际经验看,电力现货市场是竞争性电力批发市场的重要组成部分,而容量电价机制则是现货市场的重要“补丁”,对稳定现货价格、保障电力长期供给安全具有重大意义。容量机制的选择与各国国情、电力市场发展程度、市场模式等密切相关,需要因地制宜地设计和选择发电容量成本回收机制。煤电容量电价机制正是适合国内电力市场现状的容量成本回收机制,可在保证存量机组合理装机水平的同时,引导发电企业投资建设新机组,从而保障发电容量的充裕度和电力系统的可靠性,对促进电力系统的长期供应均衡,稳定中长期市场价格预期,减少现货市场煤电机组策略性报价,推动现货市场价格相对平稳具有重要意义。

对煤电容量电价政策内容的认识

合理确定容量电价政策实施范围,精准发力以解灵活调节能力需求的“燃眉之急”

根据《“十四五”现代能源体系规划》,预计“十四五”新增新能源装机超4亿千瓦。由于新能源出力的随机性和波动性,电力系统安全稳定运行对灵活性调节资源的需求与日俱增。电源侧提升灵活性主要通过新建抽水蓄能电站、调峰燃气电站、储能以及改造存量火电机组。相比抽水蓄能、储能电站,煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在500元-1500元之间,经济性明显占优,且改造时间短、见效快。但自“十三五”提出“到2025年灵活调节电源占比达到24%左右”的目标以来,煤电灵活性改造实际进度却始终低于预期(目前不足目标的一半)。究其原因,一方面是煤电企业近几年经营情况每况愈下,实施技术改造心有余而力不足;另一方面,缺乏实施技术改造的激励机制,此前相应改造成本和机会成本主要通过参与辅助服务市场回收,存在未被调用则无相应收入等风险。

《通知》明确“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”,将有效引导、激发煤电企业开展节能环保和灵活性改造的投资热情,使煤电容量电价机制成为煤电实施技术改造的“回本利器”和“推进器”。从而以最小的成本,在短时间内快速提升电力系统的灵活调节能力,保障电力平稳运行,促进可再生能源发展。

分阶段、差异化容量补偿标准,因地制宜促进政策平稳实施

从全国来看,各地因资源条件等因素影响,可再生能源发展情况、煤电机组发电利用小时等差异较大,所属煤电机组功能转型进度不一。四川、云南、青海等地,可再生能源发电量占比已超过80%,相比其他地区更为迫切需要加大投资灵活调节能力的引导和激励力度,以保障其电力系统长期安全稳定运行。此外,当前我国的风光新能源装机已经接近9亿千瓦,未来十年大概率会保持每年1亿千瓦的装机增速。在引导煤电机组功能向调节电源转型的过程中,煤电机组发电利用小时将随着新能源发电量渗透率增大而持续下降。

《通知》采用“定价机制统一化、补偿标准差异化”的原则确定容量电价水平,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”,“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提高至50%左右;2026年起,将各地通过容量电价回收的固定成本的比例提升至不低于50%”(云南等地可进一步提升至70%)。结合近两年的相关数据,据此测算,预计湖北的煤电机组容量电价折合度电约为0.02元,煤电功能转型较快的云南约为0.05元/千瓦时。差异化的容量补偿标准有利于兼顾各地实际情况和电力系统需要,避免“一刀切”的施政弊端。同时,分阶段确定通过容量电价回收的固定成本比例并稳步提升该比例,有助于灵活调节资源投资预期和各阶段用户侧整体用电价格水平保持稳定,促进政策机制平稳落地。

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图1 2022年各地可再生能源发电量占比

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图2 2022年各地火电发电利用小时数

容量电费分摊充分体现“谁受益、谁承担”,合理疏导有利于理顺电力商品价格机制

根据提供的服务类型,电力商品一般具有电量、平衡、调节和可靠性四种属性。构建电能量市场实现电量和平衡服务价值、辅助服务市场体现调节功能价值、容量市场决定可靠性价值的相对完整市场体系,将是电力市场化改革的方向和必然趋势。其中,容量电价是为保障用户侧用电充裕度(与用电可靠性密切相关)而向提供有效容量的主体支付的费用,与输配电价中的容量电价一样,好比用户全过程用电可靠性的“保险”,以备用户不时之需。因此,理应由用户侧承担相应费用。《通知》明确“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”,同时根据跨省跨区外送煤电机组的送电类型和调管关系,细化送、受端对容量电费的分摊机制,充分体现“谁受益、谁承担”原则,从而进一步理顺煤电机组固定成本疏导机制,推动跨省跨区送电健康持续发展。

此外,煤电容量电费向用户疏导并不一定会推高用户用电成本。理由有二:一是我国仍以燃煤发电为主,给予煤电容量补偿后,此前需考虑固定成本回收的电能量中长期市场价格将更主要反映燃料成本,并在现货市场减少策略性报价。据悉,主要发电集团对获得容量补偿后适当调整煤电中长期合约价格已普遍形成共识。预计2024年煤电中长期交易价格在电煤价格相对稳定的情况下将有所下调;二是煤电容量电价机制牵一发而动全身。传统意义上各类电源的价格均以煤电为基准,煤电容量电价机制建立则把传统的基准价进一步拆分,更有利于明确不同电源在电力系统中的权利和义务,也可避免其他电源“搭便车”,从而按照电源在电力系统中实际发挥的作用理顺各类电源的价格机制。随着系统对调节性能需求的提高,预计相应性能不足的电源市场价格将有所回落。

综上所述,煤电容量电价机制的建立对煤电和整个电力市场都将发挥积极影响,有利于使煤电成为经营业绩更加稳定且更有保障的电源,有助于推动煤电向灵活保障性电源转型,进而促进可再生能源消纳发展,助力“碳中和”目标的实现。煤电容量电价机制已立,未来容量补偿机制与现货市场的衔接将进一步发挥其对煤电以及整体电力市场的积极作用,我国“电能量+辅助服务+容量”这一相对完善的市场体系呼之欲出。

发布人:caoyang
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