1月30日,国家发展改革委、国家能源局有关负责人就《关于完善发电侧容量电价机制的通知》进行权威解读,系统阐述了此次电价机制改革的背景、内容和意义。 当前,我国新能源装机规模已跃居各类电源首位,但其固有的随机性和波动性特征,对电力系统安全稳定运行提出新挑战。数据显示,新能源出力不足时段,必须依靠煤电、气电、抽水蓄能和新型储能等调节性电源保障供电。这些调节性电源系统中承担"压舱石"和"稳定器"作用,但其发电小时数大幅下降,经营压力持续增大。 两部门负责人指出,现行容量电价机制在实践中暴露出三上突出问题。其一,部分地区煤电发电小时数快速下滑,现行容量电价水平难以充分覆盖其固定成本,保障力度显现不足。其二,抽水蓄能容量电价机制对企业成本约束偏弱,一定程度上影响了项目的科学布局和降本增效。其三,各地气电、新型储能容量电价标准不统一,市场公平竞争环境有待优化。 针对上述问题,通知提出分类完善不同类型调节性电源的容量电价机制。值得关注的是,通知创新性地提出建立可靠容量补偿机制。可靠容量是衡量机组系统顶峰时段持续稳定供电能力的统一标准。由于不同类型机组顶峰能力存在差异,相同装机规模提供的可靠容量并不相同。随着电力现货市场逐步成熟,部分地区已具备用统一标准衡量不同机组贡献的条件。未来,各地电力现货市场连续运行后,将适时建立可靠容量补偿机制,根据可靠容量此客观标准公平给予补偿,不再按机组类型分别制定容量电价,这符合成熟电力市场的通行做法。 在完善容量电价机制的同时,通知对电力市场交易和价格机制作出配套优化。一上,加快推动抽水蓄能、新型储能公平参与电力市场,解决部分地区这些调节资源未能充分入市、价格信号失真的问题。另一方面,考虑到容量电价提高后煤电需通过电能量市场回收的成本相应下降,通知明确各地可根据市场供需和机组变动成本合理确定省内煤电中长期交易价格下限,不再统一执行基准价下浮20%的硬性规定。此外,通知鼓励供需双方在中长期合同中采用随市场供需和发电成本变化的灵活价格机制,禁止地方强制要求签订固定价格。 社会各界普遍关注的电价影响问题,两部门负责人给出明确答复。政策实施后,居民和农业用户继续执行现行目录销售电价,电价水平保持稳定。对于工商业用户,由于调节性电源通过电能量市场回收的成本下降、通过容量电价回收的成本上升,两者形成对冲效应,对工商业用户购电成本影响总体可控。 从更深层次看,此次容量电价机制完善是电力市场化改革的重要一步。通过建立科学合理的价格信号,既能引导调节性电源合理建设和有序发展,又能促进不同技术类型公平竞争,推动电力行业高质量发展。这对于加快构建新型电力系统、保障国家能源安全、实现"双碳"目标具有重要战略意义。 业内专家认为,完善发电侧容量电价机制统筹兼顾了电力系统安全充裕、清洁低碳、经济高效等多重目标。在新能源快速发展的背景下,通过市场化手段激励调节性电源发挥作用,既是保障电力供应安全的现实需要,也是推动能源绿色低碳转型的必然选择。
电力转型既涉及结构调整，也需要机制创新。完善发电侧容量电价机制、探索可靠容量补偿机制，说明了兼顾安全保供与绿色转型的政策导向。未来只有让"高峰供电能力"获得合理回报，才能在新能源快速增长的同时确保电力系统安全稳定运行，为能源高质量发展提供制度保障。