文｜華夏能源網
在熱議聲中，容量電價以遠超行業(yè)預期的速度落地了！
11月10日，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（以下簡稱“《通知》”），決定自2024年1月1日起執(zhí)行煤電容量電價機制。
這離發(fā)改委發(fā)出征求意見稿僅僅過去了一個月。自明年1月起，現(xiàn)行的煤電單一電量電價機制，將正式調整為“兩部制”。這是繼2021年印發(fā)《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》以來，中央在電價改革領域的又一重大舉措。
“兩部制”電價的出臺，給煤電行業(yè)帶來實質性利好，煤電的“壓艙石”地位得到利益機制的保障。煤電的投資成本回收，不再完全依靠發(fā)電，不發(fā)電時作為系統(tǒng)調節(jié)和支撐電源時也能獲取收益。
當然，權益與責任是對等的。煤電在享受容量電力的同時，保新能源發(fā)電、報電力系統(tǒng)穩(wěn)定的“擔子”也更重了。構建新型電力系統(tǒng)、加快低碳轉型，煤電擔負著不可辜負的重托。
何為“兩部制”？
煤電行業(yè)的經營成本包括折舊費、人工費、修理費、財務費等固定成本和燃煤等變動成本?，F(xiàn)行的單一制電價體系中，煤電企業(yè)通過出售所發(fā)電量進行交易和結算，想要收回成本、獲取更大收益，只能多發(fā)電。
電力市場成熟國家通常實行“兩部制”電價，即容量電價主要回收機組固定成本、電量電價主要回收變動成本。相比之下，我國現(xiàn)行的電量電價方式，并不能充分體現(xiàn)煤電在電力系統(tǒng)中的支撐、調節(jié)價值，不利于新能源大發(fā)展下煤電的角色定位轉型。
《通知》明確，現(xiàn)有的單一制電價改完電量電價和容量電價“兩部制”，電量電價“通過市場化方式形成”，容量電價水平則按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定，“根據煤電轉型進度等實際情況逐步調整?！?/p>
其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元；2024-2025年，多數(shù)地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些；2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例，提升至不低于50%。
每年每千瓦330元是個什么概念呢？
以火電巨頭華能國際為例，其擁有近1.3億千瓦的煤電裝機，容量電價一項每年可獲得近430億元的穩(wěn)定收益。全國煤電裝機總計逾13億千瓦，容量電價一項，年支出4300億元以上。13億千瓦煤電年發(fā)電量4.9萬億度左右，4300億元的容量電價相當于度電補貼8.8分錢。
那么，這么一大筆錢從哪里來？《通知》明確，“容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤”。也就是說，增加電費由工商業(yè)用戶承擔，不涉及居民和農業(yè)用戶，這些用戶用電仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。
這是否意味著工商業(yè)電價將隨之上漲？
發(fā)改委在答記者問時表示：“建立煤電容量電價機制主要是電價結構的調整，煤電總體價格水平是基本穩(wěn)定的，特別是電量電價小幅下降，將帶動水電、核電、新能源等其他電源參與市場交易部分電量電價隨之下行，工商業(yè)用戶終端用電成本總體有望穩(wěn)中略降?！?/p>
不管怎么樣，容量電價對煤電行業(yè)是會帶來實實在在的利好。在過去幾年，煤電陷入了大面積虧損窘境，主要原因在于燃煤價格升高帶來成本上升，而電價并不能隨市場供需上漲。容量電價的出臺，將讓煤電企業(yè)的一部分收益“旱澇保收”，不受煤價上漲的影響。
不過，如果僅將“兩部制”電價的出臺理解為中央補償煤電，就過于表面了，這背后有更深遠的謀劃和考量。
容量電價爭議
中國電力體制改革進程中，一直以來對出臺煤電容量電價充滿爭議。反對的理由是，容量電價會推高煤電裝機，這與“雙碳”目標是不符合的。
反對者爭辯稱，2021年以來，煤電連續(xù)兩年嚴重虧損。在建成煤電虧損嚴重的情況下，也并沒有降低新建煤電的熱情。這意味著，煤電的利益相關方，有信心或者預期，能夠獲得一個比其實際價值更高的電價水平。而容量電價的出臺，會推高這一預期，進而推高煤電裝機。
從這個角度看，容量電價會確實會在一定程度上鼓勵新增煤電裝機的熱情。既然“旱澇保收”都能賺到一筆補貼，那為何不建呢？
但是，“雙碳”目標提出以來、新型電力系統(tǒng)加速構建過程中，最新出現(xiàn)的現(xiàn)實需要，使得出臺煤電容量電價成為必然。換句話說，煤電容量電價是對冰冷現(xiàn)實做出的有效回應。
首先，回應的是2021年以來頻頻爆發(fā)的電荒。
最早是由于燃煤短缺、煤電出力不足造成2021年大規(guī)模電荒在全國多地蔓延。第一輪拉閘限電自2021年5月始，出現(xiàn)在云南、廣東等部分省份，引發(fā)工業(yè)企業(yè)限產；第二輪限電于當年9月始，波及全國大量省市，規(guī)模更大、影響更嚴重。
尤其是東北多地從2021年9月23日開始，出現(xiàn)了用電高峰時段突然拉閘限電的情況，不光限制了工業(yè)生產，還影響到居民生活和城市運轉，手機斷了信號，紅綠燈停運，乃至于引發(fā)安全生產事故。
接下來的2022年、2023年，受極端氣候影響，干旱少雨、來水偏枯，致使西南水電大省經受了多年未遇的缺電之苦。2021年，四川8000萬千瓦水電竟直接腰斬。川渝缺電、云貴缺電，為避免大面積拉閘限電，無奈之下只好對轄區(qū)高耗能企業(yè)限電停產。而受其影響，西南水電的受端省份，也出現(xiàn)了電力缺口。
無論是煤電出力不足造成的全國性電荒，還是水電周期性波動造成的西南局地電荒，“解套”之法都離不開調動煤電出力的積極性，這是中國的能源國情所決定的。
其次，新型電力系統(tǒng)下，煤電從主力電源轉向支撐性、調節(jié)性電源，需要容量電價的激勵。否則是“沒飯吃還要干活”，這“活”是干不下去的。
“雙碳”目標提出以來，風、光等新能源逐步向著裝機主力邁進。據彭博新能源財經的報告，到2050年中國的可再生能源應用比例將達到62%。但是，風電、光伏天生的不均衡、不穩(wěn)定缺陷，只能依靠煤電來“兜底”。
在未來的新型電力系統(tǒng)中，煤電將逐步走向調節(jié)性電源。在新能源發(fā)不出來電的時候，煤電要滿發(fā)；在新能源弱發(fā)的時候，煤電要適當出力；在新能源大發(fā)的時候，煤電要停機備用。
為新能源深度調峰，煤電的利用小時數(shù)將逐步走低，煤電行業(yè)會沒飯吃，到時候，電荒會卷土重來、新能源轉型會成為一句空話。所以，必須給煤電以利益機制保障來推動其轉型。至于業(yè)界擔憂的推高煤電裝機的問題，可以用加強審批、淘汰落后等方法來加以控制。
煤電“壓艙石”要穩(wěn)
煤電容量電價的推出，意味著中央進一步明確了對“煤電”的重新定位。《通知》釋放出清晰明確的政策信號，穩(wěn)定了煤電行業(yè)的預期，為企業(yè)吃下“定心丸”，為中國能源安全和能源行業(yè)穩(wěn)步轉型保駕護航。
中國的能源安全和能源轉型，是一個長期話題，近兩年來俄烏戰(zhàn)爭后歐洲出現(xiàn)的能源安全問題，是值得吸取的經驗教訓。
一直以來，在“3060”目標的加速推進與能源短缺危機的現(xiàn)實交織下，化石能源如何實現(xiàn)有序替代，是各界爭論不休的話題。
一派主張快速轉型甚至一步到位，即全面地、奮不顧身的撲向新能源和非化石能源；另一派則主張循序漸進，先保障能源安全供應，在此基礎上，化石能源逐步退出歷史舞臺。
全世界范圍內，能源轉型最激進的要屬歐洲。然而，一直以能源轉型“優(yōu)等生”示人的歐洲，為激進發(fā)展新能源，對新能源的波動性、間歇性、隨機性重視不足，對本土的能源自給也有所忽略。
正是由于歐盟過于激進，疊加俄烏戰(zhàn)爭帶來的能源供需形勢急轉直下，歐洲的能源安全問題爆發(fā)，這也給歐洲的民生保障帶來了史無前例的災害性影響。
2021年11月以來，歐洲TTF天然氣價格創(chuàng)下了歷史最高記錄，荷蘭鹿特丹煤炭價格從年初70美元/噸，最高升至267美元/噸。到了2022年3月，俄烏戰(zhàn)爭爆發(fā)后俄油俄氣出現(xiàn)短供和斷供，歐洲天然氣價格一度創(chuàng)下70美元/MMbtu的新的歷史記錄。
能源危機之下，歐洲電力和天然氣市場價格上漲了五至十倍，大量企業(yè)迫于能源費用的上漲而減產甚至停產，一些中等收入家庭和中小企業(yè)則無力支付能源賬單，引發(fā)了一連串社會問題。
能源安全問題，還導致歐盟的能源轉型戰(zhàn)略出現(xiàn)“反復”，多國重啟廢棄煤電廠，德國甚至一度考慮重啟核電。
對照歐洲的經驗教訓，中央提出的“先立后破”轉型思路，和“能源的飯碗要端在自己手里”的精神，就顯得很務實、很有必要。
回到如何明確煤電定位的問題上，中國目前能源結構還是“三七開”，即70%的化石能源和30%可再生能源，想要到2060年實現(xiàn)能源轉型結構實現(xiàn)化石能源、新能源“二八開”，任務艱巨，壓力巨大。
在當前現(xiàn)實下，煤電等傳統(tǒng)能源還需要較長時期發(fā)揮“壓艙石”的作用，這是是保障能源安全、實現(xiàn)能源轉型的前提，沒有煤電的持續(xù)投資和有效利用，能源安全和能源轉型就缺乏根基。
容量電價機制的出臺，重申了對煤電重要角色的肯定。煤電企業(yè)可以穩(wěn)下軍心發(fā)揮好“壓艙石”作用了。凝聚共識、穩(wěn)步運行，中國能源這艘大船將在劈風斬浪中如期抵達碳中和的彼岸。