文｜华夏能源网

在热议声中，容量电价以远超行业预期的速度落地了！

11月10日，国家发改委、能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称“《通知》”），决定自2024年1月1日起执行煤电容量电价机制。

这离发改委发出征求意见稿仅仅过去了一个月。自明年1月起，现行的煤电单一电量电价机制，将正式调整为“两部制”。这是继2021年印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》以来，中央在电价改革领域的又一重大举措。

“两部制”电价的出台，给煤电行业带来实质性利好，煤电的“压舱石”地位得到利益机制的保障。煤电的投资成本回收，不再完全依靠发电，不发电时作为系统调节和支撑电源时也能获取收益。

当然，权益与责任是对等的。煤电在享受容量电力的同时，保新能源发电、报电力系统稳定的“担子”也更重了。构建新型电力系统、加快低碳转型，煤电担负着不可辜负的重托。

何为“两部制”？

煤电行业的经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。现行的单一制电价体系中，煤电企业通过出售所发电量进行交易和结算，想要收回成本、获取更大收益，只能多发电。

电力市场成熟国家通常实行“两部制”电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。相比之下，我国现行的电量电价方式，并不能充分体现煤电在电力系统中的支撑、调节价值，不利于新能源大发展下煤电的角色定位转型。

《通知》明确，现有的单一制电价改完电量电价和容量电价“两部制”，电量电价“通过市场化方式形成”，容量电价水平则按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，“根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。”

其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；2024-2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例，提升至不低于50%。

每年每千瓦330元是个什么概念呢？

以火电巨头华能国际为例，其拥有近1.3亿千瓦的煤电装机，容量电价一项每年可获得近430亿元的稳定收益。全国煤电装机总计逾13亿千瓦，容量电价一项，年支出4300亿元以上。13亿千瓦煤电年发电量4.9万亿度左右，4300亿元的容量电价相当于度电补贴8.8分钱。

那么，这么一大笔钱从哪里来？《通知》明确，“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”。也就是说，增加电费由工商业用户承担，不涉及居民和农业用户，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。

这是否意味着工商业电价将随之上涨？

发改委在答记者问时表示：“建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平是基本稳定的，特别是电量电价小幅下降，将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。”

不管怎么样，容量电价对煤电行业是会带来实实在在的利好。在过去几年，煤电陷入了大面积亏损窘境，主要原因在于燃煤价格升高带来成本上升，而电价并不能随市场供需上涨。容量电价的出台，将让煤电企业的一部分收益“旱涝保收”，不受煤价上涨的影响。

不过，如果仅将“两部制”电价的出台理解为中央补偿煤电，就过于表面了，这背后有更深远的谋划和考量。

容量电价争议

中国电力体制改革进程中，一直以来对出台煤电容量电价充满争议。反对的理由是，容量电价会推高煤电装机，这与“双碳”目标是不符合的。

反对者争辩称，2021年以来，煤电连续两年严重亏损。在建成煤电亏损严重的情况下，也并没有降低新建煤电的热情。这意味着，煤电的利益相关方，有信心或者预期，能够获得一个比其实际价值更高的电价水平。而容量电价的出台，会推高这一预期，进而推高煤电装机。

从这个角度看，容量电价会确实会在一定程度上鼓励新增煤电装机的热情。既然“旱涝保收”都能赚到一笔补贴，那为何不建呢？

但是，“双碳”目标提出以来、新型电力系统加速构建过程中，最新出现的现实需要，使得出台煤电容量电价成为必然。换句话说，煤电容量电价是对冰冷现实做出的有效回应。

首先，回应的是2021年以来频频爆发的电荒。

最早是由于燃煤短缺、煤电出力不足造成2021年大规模电荒在全国多地蔓延。第一轮拉闸限电自2021年5月始，出现在云南、广东等部分省份，引发工业企业限产；第二轮限电于当年9月始，波及全国大量省市，规模更大、影响更严重。

尤其是东北多地从2021年9月23日开始，出现了用电高峰时段突然拉闸限电的情况，不光限制了工业生产，还影响到居民生活和城市运转，手机断了信号，红绿灯停运，乃至于引发安全生产事故。

接下来的2022年、2023年，受极端气候影响，干旱少雨、来水偏枯，致使西南水电大省经受了多年未遇的缺电之苦。2021年，四川8000万千瓦水电竟直接腰斩。川渝缺电、云贵缺电，为避免大面积拉闸限电，无奈之下只好对辖区高耗能企业限电停产。而受其影响，西南水电的受端省份，也出现了电力缺口。

无论是煤电出力不足造成的全国性电荒，还是水电周期性波动造成的西南局地电荒，“解套”之法都离不开调动煤电出力的积极性，这是中国的能源国情所决定的。

其次，新型电力系统下，煤电从主力电源转向支撑性、调节性电源，需要容量电价的激励。否则是“没饭吃还要干活”，这“活”是干不下去的。

“双碳”目标提出以来，风、光等新能源逐步向着装机主力迈进。据彭博新能源财经的报告，到2050年中国的可再生能源应用比例将达到62%。但是，风电、光伏天生的不均衡、不稳定缺陷，只能依靠煤电来“兜底”。

在未来的新型电力系统中，煤电将逐步走向调节性电源。在新能源发不出来电的时候，煤电要满发；在新能源弱发的时候，煤电要适当出力；在新能源大发的时候，煤电要停机备用。

为新能源深度调峰，煤电的利用小时数将逐步走低，煤电行业会没饭吃，到时候，电荒会卷土重来、新能源转型会成为一句空话。所以，必须给煤电以利益机制保障来推动其转型。至于业界担忧的推高煤电装机的问题，可以用加强审批、淘汰落后等方法来加以控制。

煤电“压舱石”要稳

煤电容量电价的推出，意味着中央进一步明确了对“煤电”的重新定位。《通知》释放出清晰明确的政策信号，稳定了煤电行业的预期，为企业吃下“定心丸”，为中国能源安全和能源行业稳步转型保驾护航。

中国的能源安全和能源转型，是一个长期话题，近两年来俄乌战争后欧洲出现的能源安全问题，是值得吸取的经验教训。

一直以来，在“3060”目标的加速推进与能源短缺危机的现实交织下，化石能源如何实现有序替代，是各界争论不休的话题。

一派主张快速转型甚至一步到位，即全面地、奋不顾身的扑向新能源和非化石能源；另一派则主张循序渐进，先保障能源安全供应，在此基础上，化石能源逐步退出历史舞台。

全世界范围内，能源转型最激进的要属欧洲。然而，一直以能源转型“优等生”示人的欧洲，为激进发展新能源，对新能源的波动性、间歇性、随机性重视不足，对本土的能源自给也有所忽略。

正是由于欧盟过于激进，叠加俄乌战争带来的能源供需形势急转直下，欧洲的能源安全问题爆发，这也给欧洲的民生保障带来了史无前例的灾害性影响。

2021年11月以来，欧洲TTF天然气价格创下了历史最高记录，荷兰鹿特丹煤炭价格从年初70美元/吨，最高升至267美元/吨。到了2022年3月，俄乌战争爆发后俄油俄气出现短供和断供，欧洲天然气价格一度创下70美元/MMbtu的新的历史记录。

能源危机之下，欧洲电力和天然气市场价格上涨了五至十倍，大量企业迫于能源费用的上涨而减产甚至停产，一些中等收入家庭和中小企业则无力支付能源账单，引发了一连串社会问题。

能源安全问题，还导致欧盟的能源转型战略出现“反复”，多国重启废弃煤电厂，德国甚至一度考虑重启核电。

对照欧洲的经验教训，中央提出的“先立后破”转型思路，和“能源的饭碗要端在自己手里”的精神，就显得很务实、很有必要。

回到如何明确煤电定位的问题上，中国目前能源结构还是“三七开”，即70%的化石能源和30%可再生能源，想要到2060年实现能源转型结构实现化石能源、新能源“二八开”，任务艰巨，压力巨大。

在当前现实下，煤电等传统能源还需要较长时期发挥“压舱石”的作用，这是是保障能源安全、实现能源转型的前提，没有煤电的持续投资和有效利用，能源安全和能源转型就缺乏根基。

容量电价机制的出台，重申了对煤电重要角色的肯定。煤电企业可以稳下军心发挥好“压舱石”作用了。凝聚共识、稳步运行，中国能源这艘大船将在劈风斩浪中如期抵达碳中和的彼岸。