中評社北京1月19日電／國家發展改革委、國家能源局前不久聯合印發《關於建立煤電容量電價機制的通知》，決定自2024年1月1日起，現行煤電單一制電價調整為由容量電價和電量電價構成的兩部制電價。這對於理順煤電價格形成機制，科學反映成本構成，更好發揮煤電行業的基礎保障性和系統調節性作用，助力我國電力和能源系統安全轉型具有重要意義。
煤電是典型的重資產行業，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。如果以電能量作為唯一指標制定煤電電價，則衹有發電才有收益，與其成本投入情況不符。電力市場成熟的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。而且在我國的電力市場中，煤電通常作為各類電源發電定價的參照基準，其價格機制不順，會影響整個電力市場的定價秩序。兩部制電價將煤電的容量價格和電量價格拆分開來，定價機制更加清晰，能夠帶動優化整個電力市場的價格體系，更好反映各類電源的容量、靈活性和生態環境價值。
在當前技術條件下，傳統能源和新能源各有優劣。煤電碳排放高，對生態環境影響大，但只要燃料供應充足，其連續性和穩定性就有保障；以風力和太陽能為代表的新能源相對綠色低碳，但是在一定程度上卻要“靠天吃飯”，年發電利用小時數遠低於煤電，且具有間歇性和波動性特點。2022年，我國風電和太陽能發電裝機雙雙達到各類電源總裝機的15%左右，發電量卻分別只占總發電量的8.6%和4.8%，實際出力份額仍然較小，保障能力仍然較弱。我國能源資源中煤炭相對豐富，經過長期發展，目前已建立起世界上規模最大的燃煤發電體系，煤電企業眾多。建立煤電兩部制電價機制，只要符合政策的廣大煤電企業都是受益者，在微觀上緩解了企業經營壓力，使其能專注於健康成長；在宏觀上穩定了行業發展預期，進一步築牢行業基礎，能有力保障國家能源安全。
在我國電力系統轉型過程中，風力、太陽能等低碳新能源比例將大幅增加，最終成為主體電源。為適應新能源電源運行特點，滿足智能電網的建設要求，電力系統需要配備大量的調節性電源。從當前技術條件及經濟性看，大規模商業化部署新型儲能設施還不成熟，靈活可靠的燃煤、燃氣發電是最佳選擇。在這種情況下，大量的燃煤發電設施作為調節性電源存在，更多時間將處於備而不用的狀態，在產生折舊、維護等成本的同時卻無收益，會影響企業經營願望。建立煤電容量電價機制，是對其系統調節功能的合理利益補償，是對電力輔助服務市場“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”建設原則的充分體現。
基於此，此次印發的通知可操作性和現實意義都比較強。原因在於，其適用於合規在運的公用煤電機組，不符合國家能耗、環保等要求的電廠不執行，體現了政策的綠色低碳導向；設定了不同時間點各地通過容量電價回收固定成本的比例，充分照顧到地區差異性，也保證了政策的有效性和可持續性。同時，通知還明確了容量電費由工商業用戶按用電比例分攤和跨省跨區送電的電費分攤細則，以及煤電機組最大出力的達標要求，政策可操作性、可核查性強。另外，通知不涉及居民和農業用戶，並且提出要形成競爭充分、合理反映燃料成本的電量電價，引導煤炭、煤電價格保持基本穩定，充分考慮到社會各方面的承受能力，保證了機制平穩實施。
未來，要持續推進電力、石油天然氣、儲能、消費端等方面的價格改革。在電力領域，分時電價機制逐漸完善能夠有效引導用戶削峰填穀，改善電力供需，電力現貨定價和交易機制完善使電力資源配置更優化。在天然氣領域，以市場化改革和安全穩定供應為目標，各地正探索建立有效的天然氣上下游價格聯動機制。在儲能領域，抽水蓄能兩部制電價機制不斷優化，新型儲能價格機制不斷探索，儲能設施的建設運行成本將得到更好傳導，有利於行業快速健康發展。在能源消費端，應持續推進針對高耗能、高排放行業的差別電價、階梯電價，長江沿線的岸電支持性電價以及居民階梯電價等政策，更加鼓勵和帶動綠色消費。
來源：經濟日報 作者：郭敏曉
|
