界面新聞記者 ｜ 戴晶晶

在市場熱議中，首份省級煤電容量補償機制征求意見稿悄然亮相。

日前，四川省發展改革委官網發布關于《關于建立煤電機組容量補償機制的通知》公開征求意見的公告（下稱《通知》），擬建立當地煤電的容量補償機制。

《通知》表示，綜合考慮全省煤電機組固定成本、核價與近五年實際發電利用小時數差額等因素，建立容量補償機制，補償標準為90.3元/千瓦·年（含稅）。條件具備時通過市場化方式形成容量電價。

容量電價是指獨立于電量市場之外的的激勵補償機制，機組以裝機容量而非發電量為基準獲得額外收益。容量電價類似于固定電話的“座機費”，以四川省的補償機制計算，一臺60萬千瓦的火電機組，一年將獲得容量補償5400萬元。

在國際上，目前主流的容量電價機制包括稀缺定價機制、容量市場機制和容量成本補償機制。

四川省計劃建立的為容量成本補償機制，由政府直接制定容量補償價格，為煤電機組提供容量補償費。

“各煤電機組容量電費根據全省統一的容量補償標準、自身裝機容量計算。”《通知》明確，各煤電機組年容量電費=容量補償標準×額定裝機容量。

國網四川省電力公司則將按月向統調公用煤電機組支付容量電費，即年容量電費月均值。

國內關于建立煤電容量電價的呼聲由來已久。

目前，煤電發電量仍占全國總發電量的六成左右。未來新能源的發電占比大幅提高，將導致煤電機組利用小時數走低，影響其盈利能力。

從電力系統的整體轉型看，隨著可再生能源裝機占比提高，電網對靈活調節性資源的需求將陡增。由于中國目前并未建立充足的氣電裝機，靈活性改造后的煤電將承擔一定的調峰調頻作用，幫助新能源并網消納并保障電力系統平穩運行。

業內有較多聲音認為，通過容量電價機制對煤電進行補償，能夠收回煤電的部分固定投資成本，體現其提供輔助服務的價值，并激勵其進行靈活性改造。

尤其是從2020年末起，電煤價格居高不下，煤電企業虧損嚴重，對落地容量電價的呼聲更甚。今年以來，受高產量和高進口量影響，動力煤價有一定回落，但目前仍維持在1000元/噸的高位。

中國電力企業聯合會（下稱中電聯）曾表示，今年上半年，大型發電集團煤電虧損面達到50%左右，部分大型發電集團仍整體虧損。

今年7月11日，國家能源局在對十四屆全國人大一次會議第3456號建議的答復中提及，正會同有關方面就建立煤電機組容量補償機制進行深入研究，以合理體現煤電支撐調節容量價值。

據《中國證券報》9月14日援引知情人士報道，煤電容量電價改革政策有望年內出臺，或于2024年1月1日起正式執行。

另據澎湃新聞報道，國家發改委已下發《國家發展改革委國家能源局關于建立煤電容量電價機制的通知（征求意見稿）》。有業內人士也向界面新聞稱，該政策落地可能性很高。

10月16日，國務院印發《關于推動內蒙古高質量發展奮力書寫中國式現代化新篇章的意見》，其中提出探索開展蒙西電網電力容量市場交易試點，建立可再生能源配套煤電項目容量補償機制。

據公開信息顯示，截至目前，四川省是首個公開提出單獨對煤電機組建立容量補償機制的省份。

盡管山東省和廣東省此前也實行了電力市場容量補償電價，但囊括了儲能、風光或者燃氣等機組，發電側按機組有效容量分攤補償。

山東的相關政策明確，在山東容量市場運行前，對參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準為每千瓦時0.0991元（含稅）。

2023年1月1日起，云南省開始試行《云南省燃煤發電市場化改革實施方案》，確立了國內首個針對煤電的容量調節市場。該措施不同于直接給予容量補償費，主要是鼓勵風、光企業自行購買煤電的系統調節服務。

據四川省發改委信息，《通知》已在8月30日結束了公開征求意見流程。

“四川是水電大省，火電生存較為困難，容量支撐政策就特別重要。”針對四川發布的征求意見稿，一位電力業內專家對界面新聞表示。

另一位業內人士則對界面新聞稱，西南地區近年出現缺電現象，這才是其率先出臺煤電容量補償機制的原因。

四川是水電大省，截至2022年年底，水電裝機量9748.5萬千瓦，比例高達78.7%。

受極端高溫干旱天氣等影響，四川2022年水電出力不足，出現電力缺口，不得不對工業用戶進行限電，并波及了部分居民用電。今年四川電力供應形勢明顯好于去年，但仍出現了短期限電的情況。

近日，中電聯主辦《中國電力企業管理》雜志社連刊多文提及煤電容量電價政策。其中10月18日題為《煤電容量保障性政策出臺時機已經成熟》一文指出，今年以來，電煤到廠價格持續走低，價格中樞有望保持在良好區間運行。

“近期出臺煤電容量電價政策，可以實現在改革的同時保證電價水平處于合理區間，雖然政策的出臺可能造成煤價下降的紅利無法全部流向用戶側，但它的本質是以經濟激勵的方式來提升頂峰保供能力。”該文稱。

煤電容量電價出臺，將對電力系統中多個主體產生影響，首先直接影響發電機組。

四川省的《通知》僅針對統調公用煤電機組，名單中包括國家能源集團和華電集團等公司下屬的電廠，累計24臺機組。

據《中國證券報》此前報道，目前全國煤電機組經營期間每年固定成本支出約為每千瓦330元。

以此計算，四川省90.3元/千瓦·年的補償標準，約占到成本比例的27.4%。

這一數額或許并不足夠。據華泰證券研報測算，容量電價補償需要在325-382元/千瓦，才能保障煤電從發電向調峰轉型后，也有6%-7%的合理盈利。

容量電價政策還會影響到可再生能源。如四川省《通知》就明確表示，適時推進省內未按規定配置儲能的風電、光伏等不具備調節性能電源購買煤電機組容量機制。

在容量電費分攤方面，《通知》指出，煤電機組容量電費原則上全部作為系統運行費，由全省工商業用戶按用電量等比例分攤。根據四川電網工商業電量規模，系統運行費標準為4.2厘/千瓦時。

這意味著煤電容量補償費用將傳導至工商業用戶。

今年5月15日，國家發改委印發的《關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》明確，工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成。

國泰君安證券分析稱，各省下游參與市場化交易的電力用戶對容量補償電價的承受上限在0.06-0.14元/千瓦時區間。該水平下，大部分省份能夠承受可以覆蓋煤電機組固定成本的容量補償價格。

“這或許也會影響到儲能的容量電價出臺。”一位電力專家對界面新聞表示，因為儲能容量電價補償最終也會傳導至下游，考慮下游承受能力，儲能容量電價或沒有補償空間。

不過，也有業內人士告訴界面新聞，國家給煤電提供了容量補償費，也可能會給新型儲能提供一些補貼空間，但并不清楚會如何實施。

（界面新聞記者郁娟對此文亦有貢獻）