eo记者 洪嘉琳 姜黎
编辑 高亮
审核 冯洁
截至2024年7月30日，多家发电上市公司公布2024年上半年业绩预告，大唐发电、国电电力、赣能股份、京能电力预计净利润有望翻一番。在合理管控煤价、推动煤电全部进入电力市场并扩大交易电价浮动范围等“组合拳”下，发电企业因煤电板块“拖累”亏损严重的情况持续改善，2023年底出台的煤电容量电价政策更是给了企业一颗“定心丸”。
宁夏发电企业人员介绍，当地煤电机组经常需要在新能源大发时段调停，容量电费能提供一定的保底收入，企业的意愿有所提升。贵州能源行业从业者反馈，贵州省内煤电容量电价政策执行平稳。
《国家发展改革委 国家能源局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日起执行。《通知》明确，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，各省级电网的煤电容量电价水平根据约30%和50%的比例折算；煤电容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户分摊。2024年7月电网企业代理购电价格显示，各地煤电容量电费折合度电价格在0.0054—0.042元。
《南方能源观察》（以下简称“eo”）了解到，《通知》印发后，各地普遍出台了落实细则和考核要求，政策的总体落实情况良好。
早在政策出台前，实施煤电容量电价机制是否会显著抬升总体电价水平是业界高度关注的热点。
2024年7月，国内八成地区的代理购电价格同比下降，降幅在0.55%—28.91%。据悉，部分地区为保持总体电价水平稳定，在容量电价政策执行后要求电量电价总体不上浮。
上述贵州能源行业从业者透露，煤电容量电价政策执行后，当地电量电价有所下降，综合电价较上年基本持平。江苏能源行业从业者则提到，购电用户普遍向煤电厂要求更大的电价优惠，电厂获得的容量电费基本被让利的部分平衡掉了。
“随着后续容量电价水平提升，用户的让利诉求可能会更高。”
但有电力现货市场从业人员认为，2024年电量电价下降与容量电价执行不存在必然的联系，主要是受整体能源供需形势和一次能源价格影响。
按照《通知》的规定，纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担；向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊。其他煤电机组原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑送电省份外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。
多家发电企业反馈，由于政策没有明确规定跨省跨区机组的容量电费分摊方式，目前主要由送受端省份协商确定，在实际执行中难以达成一致意见。
有发电集团从业人员介绍，与电量不同，容量是难以被计量的，配套机组向多个省份送电的不同容量难以确定，按合约电量折算使用容量的比例是当前比较通行的办法。他提到：“政策给非配套机组的分摊留下了更大的空间，也存在一些非技术性的问题，协商难度更大。”据介绍，若送电项目的配套机组还未建完，送端省份会暂利用省内机组送电。送端省份认为，这会挤占省内的公共资源，应该得到一定的补偿；受端省份则认为，依据购售电合同，送端省份有义务保障电力供应。
国网能源研究院电力与能源价格研究室高级研究员李炎林认为，外送机组的容量保障作用，主要体现为在用电高峰时段顶峰发电、保障受端省份的容量充裕度。“可按机组在用电高峰时段向受端省份提供顶峰发电的功率来衡量其容量保障作用，但这在计量技术上还存在一定实现难度。可探索近似利用高峰时段送电量比例区分省内外、不同受端省份间占用的容量比例，提升费用分摊精确度。”
多位受访的发电企业从业人员提出，现行政策“线条比较粗”，对机组类型、装机容量、年限的考虑还不够充分。
以热电联产机组为例，部分机组主要提供民生供热服务，盈利空间较小，但目前供热部分的容量无法获得容量电费，机组经营压力较大。
广州恒运企业集团股份有限公司相关负责人表示，在电力现货市场价格较低时，热电联产机组为了供热必须发电，收益不佳；在现货电价高时，机组则因供热而无法增加发电出力，也会损失一部分电能量收入。
他还提到，城市中部分存量装机60万千瓦及以下的机组，在较长一段时间内仍将发挥关键支撑作用，也需要一定的价格机制体现其特殊价值。“容量电价政策要体现公平性，保障每一类有存在价值的机组都能获得应有的收入，而不是平均分配补贴。”
前述江苏能源行业从业者提出，在能源低碳转型的大背景下，要进一步明确大小煤电机组的作用，并制定符合其价值的容量电价机制。“要鼓励新投产的百万机组提供基本负荷，存量小机组逐步转为备用、调峰机组，并为后者提供较高的容量电价。”
据eo了解，在政策制定过程中，根据机组类型、装机规模等制定差异化的容量电价曾被深入讨论，但细化各项标准需要花费大量时间开展成本调查工作，以便设计出合理的机制。考虑到煤电企业当时的经营情况，政策制定者决定先走出第一步，推出统一标准的政策。
李炎林表示，精细化是后续煤电容量电价政策的可选方向，同时，地方的创新探索也值得关注。
《通知》提到，电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制。
山东已建立了市场化容量补偿机制，并在煤电容量电价政策出台后下调容量补偿电价用户侧收取标准至0.0705元/千瓦时。2024年4月印发的《山东电力市场规则（试行）》规定，直调公用火电机组已投产运行年限超过设计年限后，市场化可用容量按照85%计算。
“一些地方已有的做法或许可以推广用于推动煤电容量电价政策完善，甚至衍生出新的政策。”李炎林说。
政府核定的容量电价水平会影响煤电机组的收益和终端用户电价。《通知》将2024—2025年多数地方通过煤电容量电价回收固定成本的比例设为30%左右，云南、四川等7个煤电功能转型较快的地方设为50%左右，并提出2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例要提升至不低于50%。
有发电企业测算，现行全国统一的每年每千瓦330元煤电机组固定成本标准仅能覆盖其机组全部固定成本的约80%，按地区比例折算后，实际执行标准偏低。
有发电集团电价研究专家认为，下一步，政策应明确通过容量电价回收煤电固定成本的比例何时达到100%。
国网能源研究院财会与审计研究所主任经济师张超则认为，后续容量电价全额补偿煤电固定成本的可能性不大。“全额回收固定成本，不利于鼓励机组参与电能量市场交易。”
江苏就出现过气电容量电价回收固定成本比例过高导致机组“躺平”的情况。前述江苏能源行业从业者反馈，由于近年气价较高且容量电价可回收气电近九成的固定成本，江苏气电企业的发电意愿不高，“2000多万千瓦的气电装机，实际发电的比例不到5%”。他透露，下一步，江苏计划下调气电容量电价的固定成本回收比例，并执行新的气电联动政策，以提高机组的发电积极性。
前述电价研究专家认为，煤电容量电价政策的执行情况，需要从一年乃至更长的时间维度看，当前暴露的问题大多是过程性问题，包括各地对政策的理解有所不同、考核力度不同等。“执行容量电价政策的初衷，是解决未来电力系统容量宽裕度、煤电功能转型等问题，而不只是解决当前的盈亏问题，这是保障容量电价政策有效执行的关键。”
