新電改10年后，改革下一步要為調(diào)節(jié)能力定價。為調(diào)節(jié)能力定價的主要方法是建立容量價格機(jī)制。近期有關(guān)部門印發(fā)的幾個文件，說明為調(diào)節(jié)能力定價已逐步成為改革共識。

(來源：竹韻流水 作者：AirDream)

為調(diào)節(jié)能力付費的政策突破

抽水蓄能容量價格機(jī)制、燃煤發(fā)電容量價格機(jī)制已經(jīng)分別于2021年和2023年出臺。今年又出臺了幾個新政策：

第一，3月12日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布《關(guān)于加快新型儲能建設(shè)的通知》，對納入自治區(qū)規(guī)劃的獨立新型儲能電站向電網(wǎng)的放電量執(zhí)行補(bǔ)償，2025年及以前建成投產(chǎn)項目的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.35元/千瓦時。假設(shè)每年滿功率放電300次、每次2小時，相當(dāng)于每年每千瓦210元。

7月12日，甘肅省發(fā)展改革委印發(fā)關(guān)于建立發(fā)電側(cè)容量電價機(jī)制的通知(征求意見稿)。提出市場初期，煤電機(jī)組、電網(wǎng)側(cè)新型儲能容量電價標(biāo)準(zhǔn)暫按每年每千瓦330元執(zhí)行，執(zhí)行期限2年。其中，煤電機(jī)組的有效容量根據(jù)煤電機(jī)組銘牌容量扣除廠用電后確定。電網(wǎng)側(cè)新型儲能的有效容量根據(jù)滿功率放電時長/6×額定功率并扣除廠用電后確定。每千瓦330元的價格標(biāo)準(zhǔn)來自于國家發(fā)展改革委2023年的文件規(guī)定。按照有效容量的換算辦法，如果滿功率放電6小時，則容量電價為每千瓦330元;如果滿功率放電2小時，則容量電價為每千瓦110元。

第二，9月8日，國家發(fā)展改革委公布了新版輸配電價定價辦法(征求意見稿)。其中，省級電網(wǎng)定價辦法一方面明確，新型儲能電站資產(chǎn)不納入輸配電有效資產(chǎn);另一方面，提出“電網(wǎng)企業(yè)服務(wù)于新能源就近消納主體時，探索實行單一容量制電價，并加強(qiáng)全流程監(jiān)管”?？缡】鐓^(qū)專項工程在堅持單一電量定價辦法的同時，在附則中提出，適應(yīng)新型電力系統(tǒng)和全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)需要，對以輸送清潔能源電量為主或以聯(lián)網(wǎng)功能為主的跨省跨區(qū)專項工程，可探索通過兩部制或單一容量制形成輸電價格，加強(qiáng)全過程監(jiān)管。

第三，9月12日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于完善價格機(jī)制促進(jìn)新能源發(fā)電就近消納的通知》。在136號文以后，再次引起市場熱議，被視為明確了“綠電直供”“隔墻售電”“零碳園區(qū)”“源網(wǎng)荷儲一體化”“基于新能源的增量配電網(wǎng)”等新型電力交易方式的電價政策。該文件核心要點，一是項目實行按容(需)量繳納輸配電費，下網(wǎng)電量不再繳納系統(tǒng)備用費、輸配環(huán)節(jié)的電量電費。月度容(需)量電費=按現(xiàn)行政策繳納的容(需)量電費+所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標(biāo)準(zhǔn)×平均負(fù)荷率×730小時×接入公共電網(wǎng)容量。其中，平均負(fù)荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業(yè)兩部制用戶平均水平執(zhí)行，由電網(wǎng)企業(yè)測算、經(jīng)省級價格主管部門審核后公布;接入公共電網(wǎng)容量為項目同時使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動機(jī)容量之和。二是項目使用公共電網(wǎng)時視同工商業(yè)用戶，暫按下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運行費，逐步向按占用容量等方式繳費過渡;暫免繳納自發(fā)自用電量的政策性交叉補(bǔ)貼新增損益。

該文件實際上就是省級電網(wǎng)輸配電價辦法提出的“單一容量制電價”的落地。該政策明確，就近消納項目以容量輸配電費的方式繳納“穩(wěn)定供應(yīng)保障費用”，其實質(zhì)是將就近消納項目視為“擁有新能源自備電廠的用戶”(對應(yīng)過去“擁有燃煤自備電廠的用戶”)。當(dāng)然，時代在發(fā)展，現(xiàn)在基本上不允許搞燃煤自備電廠，但為了提高綠電比例，鼓勵新能源就近消納，在平衡好社會公共責(zé)任和提高綠電比例關(guān)系的基礎(chǔ)上，有必要實行支持性價格政策。

第一，在面對電力交易市場和共用電網(wǎng)時，以大用戶的身份出現(xiàn)，既賣電(上網(wǎng)電量，進(jìn)入現(xiàn)貨市場，獲得市場交易電價)、又買電(下網(wǎng)電量，由市場交易電價+容量輸配電價+系統(tǒng)運行費+政策性交叉補(bǔ)貼新增損益+線損組成)。

第二，全部容量分為接入公共電網(wǎng)容量和自備容量部分。降低接入公共電網(wǎng)容量，進(jìn)而降低穩(wěn)定供應(yīng)保障費用，項目業(yè)主配備一定比例的儲能是必要的。這是因為風(fēng)電、光伏有效容量約等于沒有，就近消納項目要么通過調(diào)整自己的用電曲線與風(fēng)、光發(fā)電曲線(無用戶時棄風(fēng)棄光，無風(fēng)無光時不用電)，要么配置一定容量的儲能，否則接網(wǎng)容量就是最高用電容量。實質(zhì)性的降低接網(wǎng)容量，才有可能實質(zhì)性的降低輸配電價。接網(wǎng)容量為0的項目，也就是離網(wǎng)項目可以完全不承擔(dān)共用電網(wǎng)的輸配電價。

第三，每個月是730小時(24×365÷12)。項目接入共用電網(wǎng)時，按照平均負(fù)荷率×730小時將電量電費轉(zhuǎn)換為月度容量電費，意味著下網(wǎng)電量低于平均負(fù)荷率時，就要承擔(dān)平均負(fù)荷率對應(yīng)的電量電價(電費增多);下網(wǎng)電量高于平均負(fù)荷率，只需承擔(dān)平均負(fù)荷率對應(yīng)的電量電價(電費減少)。因此，業(yè)主投資決策時，需綜合平衡全部用電量的自發(fā)自用部分、下網(wǎng)部分、上網(wǎng)部分。自發(fā)自用比例大，還有較高負(fù)荷率的項目，電價下降更多。

第四，下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運行費是合理的，畢竟就近消納項目需要對外買電時，能夠賣電給他的基本上都是高成本機(jī)組(沒有風(fēng)沒有光時需要外購電力，哪個時候整個系統(tǒng)也缺電力)，也必須包含系統(tǒng)平衡成本(即抽蓄或新型儲能對外放電)。暫免繳納自發(fā)自用電量的政策性交叉補(bǔ)貼新增損益是實實在在的政策傾斜，當(dāng)然下網(wǎng)電量也還是要承擔(dān)政策性交叉補(bǔ)貼新增損益。

為什么要為調(diào)節(jié)能力付費?

國家發(fā)展改革委有關(guān)文件在提及新價格機(jī)制時，都使用了一個提法“適應(yīng)新型電力系統(tǒng)需要”。這也是“改革下一步：為調(diào)節(jié)能力定價”的關(guān)鍵原因。

一方面，利用小時數(shù)減少，既提高電力供應(yīng)的單位固定成本，也限制了通過電量銷售獲得收入的渠道。新型電力系統(tǒng)的顯著特征是發(fā)電側(cè)和用電側(cè)更加不匹配，電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)用電平衡的難度更大，發(fā)輸配用各個環(huán)節(jié)的利用小時數(shù)都在下降，依靠“賣電”回收成本并獲得盈利的方式已很難維持。

注：以上數(shù)據(jù)來源于國家統(tǒng)計局、國家能源局、中電聯(lián)等，個別口徑可能有差異

另一方面，系統(tǒng)需要的不一定是發(fā)電，可能是不發(fā)電、也可能是用電。風(fēng)電、光伏裝機(jī)快速增長，其發(fā)電時間和用戶的用電時間往往不匹配。這就要求一些電源在某種情況下，通過減少發(fā)電量的方式提供調(diào)節(jié)服務(wù)。比如，燃煤發(fā)電機(jī)組需要在風(fēng)電、光伏出力較多的時期，減少發(fā)電量。減少發(fā)電量不但造成發(fā)電收入下降，還會帶來額外成本(機(jī)組頻繁壓出力，增加損耗、減少使用壽命)。即使火電機(jī)組減少了發(fā)電，仍然不能實現(xiàn)發(fā)用電平衡，就需要抽水蓄能、新型儲能等來“消耗電量”，也就是說在這種狀態(tài)下，儲能的作用是用電，用電需要花錢，花了錢就得想辦法賺回來。這就是向儲能支付費用，彌補(bǔ)其成本并使其有收益的原因。該費用可以采取容量方式(甘肅模式)，也可以采取電量方式(內(nèi)蒙古模式)。

容量和電量兩種補(bǔ)償方式的區(qū)別在于主動性。如果按照容量方式，儲能有義務(wù)按照電力系統(tǒng)穩(wěn)定的要求進(jìn)行調(diào)度，即使充放電價差不大時，如有需要也應(yīng)當(dāng)接受電網(wǎng)的調(diào)度要求。而按照電量的方式補(bǔ)償，儲能電站既要賺充放電的價差、又要賺0.35元的補(bǔ)貼，根據(jù)現(xiàn)貨市場分時價格信號進(jìn)行自我調(diào)度，一般會在價差最大時放電。

如何約束調(diào)節(jié)能力費用不合理上漲?

用戶面對兩個容量電價。一個是電源環(huán)節(jié)，即由電網(wǎng)代表全體用戶向有調(diào)節(jié)能力的火電、抽水蓄能、各種新型儲能支付的容量電費，再以系統(tǒng)運行費的方式分?jǐn)偨o用戶;另一個是電網(wǎng)環(huán)節(jié)，即電網(wǎng)自身的供電成本對應(yīng)的容量電價(單一容量或者兩部制中的容量電價)。

電力經(jīng)濟(jì)學(xué)的核心是“以盡可能低的成本提供安全而清潔的電力”。人們常說“不可能三角”，為了安全、為了綠色，都會增加成本，但是需要有某種機(jī)制，既能夠調(diào)動生產(chǎn)者提供安全而綠色電力的積極性，又不至于過多增加消費者負(fù)擔(dān)，既有激勵、又有約束。因此，在肯定容量電價必要性的同時，必須探索約束容量電價上漲的機(jī)制，在促進(jìn)調(diào)節(jié)能力投資和避免過度增加消費者用電成本之間取得恰當(dāng)平衡。

容量電價過快上升，是有前車之鑒的。2024年7月31日，美國電網(wǎng)運營商PJM(Pennsylvania-New Jersey-Maryland)發(fā)布《2025/2026 Base Residual Auction Report》，公布最新的容量市場拍賣結(jié)果——2025/2026交付年下RTO區(qū)域的基本拍賣(base residual auction, BRA)的價格升高至每兆瓦日269.92美元，較去年同期拍賣價格28.92美元大幅升高，同比增長8.3倍。

隨著新型電力系統(tǒng)建設(shè)逐步深入，發(fā)電和接網(wǎng)容量將快速大幅度增長，而供電和用戶容量保持穩(wěn)定緩慢增長，預(yù)計未來十年，發(fā)電容量可能會增加到80億千瓦甚至更高，而用電容量只增加到20億-30億千瓦。將來，50多億千瓦的風(fēng)電和光伏發(fā)電時，“真正”的電力用戶只用20億千瓦，在火電最小出力狀態(tài)和部分棄風(fēng)棄光情況下，還需要各種儲能消化20億千瓦(目前我國儲能裝機(jī)1.64億千瓦，其中抽水蓄能0.63億千瓦、新型儲能1.01億千瓦)。過去，人們按照用戶側(cè)最大負(fù)荷的5%建設(shè)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，未來可能需要按照發(fā)電側(cè)風(fēng)電光伏裝機(jī)的一定比例配備調(diào)節(jié)能力。

從供給側(cè)的角度看，提供容量服務(wù)有成本，為了激勵生產(chǎn)者提供容量服務(wù)，需要有容量價格機(jī)制。但為了約束容量成本快速上升，還需要從用戶側(cè)來思考，即誰愿意為調(diào)節(jié)能力付費?愿意付多少費?用戶之所以愿意為容量電價付費，是因為對調(diào)節(jié)能力的需求，而不管這個服務(wù)是誰提供的、也不管提供者的成本結(jié)構(gòu)如何。抽水蓄能給每千瓦660元、燃煤機(jī)組給每千瓦330元，從供給側(cè)看合理，從需求側(cè)看則不合理。按這個邏輯，我們從用戶側(cè)分析電源和電網(wǎng)兩個環(huán)節(jié)的容量電價。

電源環(huán)節(jié)。為避免電源環(huán)節(jié)容量電價過快升高，有兩個思路。一是競爭機(jī)制。將目前實行的分類型、分機(jī)組的不同容量電價改為實行統(tǒng)一的容量電價機(jī)制。參考機(jī)制電價的競標(biāo)辦法，調(diào)節(jié)成本不同的調(diào)節(jié)資源之間展開競爭，從低到高排列，達(dá)到調(diào)節(jié)需求點的機(jī)組報價就是年度容量電價。考慮到不同機(jī)組的成本結(jié)構(gòu)，出清的容量電價水平應(yīng)當(dāng)是主力調(diào)節(jié)電源的邊際成本。在容量電價之外，調(diào)節(jié)機(jī)組還可以通過現(xiàn)貨市場價差(儲能為價差、火電為在高價時段發(fā)電)和輔助服務(wù)市場等獲得收益。二是自我約束機(jī)制。電源環(huán)節(jié)的容量電價確定以后，還有一個向誰收取的問題。目前采取的辦法是，進(jìn)入系統(tǒng)運行費，由通過電網(wǎng)購電的全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偂Ｖ苯酉蛴脩舴謹(jǐn)?，難以約束調(diào)節(jié)能力電源的成本上升(反正有人兜底)。且隨著新能源比例越來越大，調(diào)節(jié)電源越來越多，向最終用戶分?jǐn)偟姆绞胶茈y持續(xù)。據(jù)了解，有些地方的抽水蓄能電站容量電費分?jǐn)傄呀?jīng)面臨較大困難。為此，可以依據(jù)“誰受益、誰付費”的原則，由實際受益方付費，且通過提供方、受益方的雙邊談判進(jìn)行約束。毫無疑問，新型電力系統(tǒng)中增加調(diào)節(jié)能力的需求，主要來自于風(fēng)電、光伏、核電等不可調(diào)節(jié)電源，因此由不可調(diào)節(jié)電源支付費用是合理的?？梢砸蟛豢烧{(diào)節(jié)電源直接購買調(diào)節(jié)能力(租賃費)或者自建調(diào)節(jié)能力(達(dá)到合理出力曲線)，以不可調(diào)節(jié)電源的規(guī)模決定調(diào)節(jié)能力的規(guī)模，防止容量電費過度增加。

電網(wǎng)環(huán)節(jié)。根據(jù)現(xiàn)行輸配電價定價辦法，對于電網(wǎng)企業(yè)采取準(zhǔn)許收入管理，總量約束有比較明確的辦法。需要關(guān)注的問題是，如何將準(zhǔn)許收入分解為容量電價和電量電價。目前的辦法是，固定資產(chǎn)折舊主要通過容量電價回收、運維費主要通過電量電價回收。實際上，折舊費、運維費都是按照固定資產(chǎn)投資原值、凈值的一定比例計算的，都是固定成本，電網(wǎng)為用戶供電的邊際成本為0。電網(wǎng)的輸配電成本由系統(tǒng)最大負(fù)荷決定，根據(jù)微觀經(jīng)濟(jì)學(xué)，邊際成本為0時的最優(yōu)定價策略是單一容量電價。但從成本分?jǐn)偟慕嵌?，由于不同電力用戶的同時率(系統(tǒng)綜合最高負(fù)荷與系統(tǒng)各組成單位的絕對最高負(fù)荷之和的比值，同時率越高說明最高負(fù)荷出現(xiàn)的時間越重疊)、負(fù)荷率(負(fù)荷率是描述平均負(fù)荷與最大負(fù)荷的比率的物理量，負(fù)荷率高表明峰谷差較小)。采取峰荷責(zé)任法分?jǐn)側(cè)萘侩妰r和電量電價，形成低負(fù)荷率用戶容量電價低、電量電價高和高負(fù)荷率用戶容量電價高、電量電價低的結(jié)果，將能夠激勵用戶提高負(fù)荷率，進(jìn)而提高整個電網(wǎng)的負(fù)荷率，從而有利于優(yōu)化電網(wǎng)規(guī)劃、投資，降低社會總成本。

如果未來共用電網(wǎng)的輸配電價改為峰荷責(zé)任法時，就近消納項目、配備足量儲能的項目如果能夠在高峰時段減少對于共用電網(wǎng)的占用，輸配電價將會有實質(zhì)性的下降。