随着新能源渗透率的提高，未来电力系统的固定成本占比会慢慢的高，运行成本会慢慢的小，所以容量电价覆盖范围会促进扩大，反映了增长的固定成本符合经济学的基本规律。12月5日，由自然资源保护协会(NRDC)和厦门大学中国能源政策研究院主办的“电力低碳保供研讨会”第11期在线上举行。国网能源研究院原院长张运洲介绍，在新能源渗透率提高的情况下，煤电承担兜底保障和支撑调节的作用。因煤炭涨价幅度大，煤电企业入不敷出，2023年11月国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行“两部制”电价政策。

　　张运洲分析，容量电价出台一年之后，煤价有所下降，电价上浮政策和容量电价补偿仍在发挥作用，整体经营情况向好。在执行容量电价过程中，广东、浙江、江苏等经济比较发达的地区，对容量电价耐受力比较强。西部地区和一些重工业的地区，特别是重工业负荷占比较高的地方，对电价上涨的耐受力就弱一些。他认为，随着新能源电量渗透率不断提高和电力电子化趋势愈加明显，电力系统的频率特性和电压特性变差，需要越来越多的频率调节和电压调节资源，电力辅助服务需求量持续增加。未来，随着新能源渗透率不断上升和市场化推进，有偿辅助服务市场规模要做大。“十五五”期间，政府可能还要考虑社会的承受力和市场主体的状态，尽量维持终端电价稳定。

　　厦门大学中国能源政策研究院研究团队介绍，我国电价体系改革主要围绕电力行业的效率，支持可再生能源高比例消纳，保障安全稳定供应，保证成品公平性等目标展开。现有电价体系主要是2015年以来进行的调整，特别是2023年以来第三交换周期之后，现存价格和系统运行费单列，系统运行费体现了系统运行成本疏导的概念，包括容量费用、辅助服务费用以及各类损业类相关费用。目前，尽管新能源的发电成本持续下降，但新能源消纳利用将带来输配电、系统平衡成本的增加，近中期成本将呈现上升趋势，电价组成逐步发生结构性变化。

　　未来，我国电价体系改革将聚焦于推动电能量市场进一步放开、优化适应新能源的输配电价机制、完善辅助服务市场和容量电价机制、加快推动用户侧参与市场等领域，形成更高效透明和更具竞争性的电力市场体系。研究表明，多市场互动可提高可再生能源消纳比例和碳减排效果，可以将更多的减排成本疏导到终端。如果2030年风光装机达到20亿千瓦左右，终端用电成本较2024年将增长5%左右，对GDP的冲击相对温和且在可控范围内。因此，电价上涨将促进对清洁能源、储能等领域的投资，有助于提升经济质量，并优化产业结构。由于高耗电行业受电价上涨影响较大，但产业结构调整和能源效率提升可以缓解这种影响，适度的电价上涨将有助于实现能源保供和绿色转型的目标。

　　中电联发展规划部副主任张晶杰认为，目前，构建新型电力系统最关键的问题就是提升调节能力，调节能力建设则需要源网荷储协同发力。在需求侧方面，应该建立灵活性的电价机制，包括分时电价、尖峰电价、可中断负荷控制等，不应该是简单的固定价格上涨。如果用户侧能够根据价格机制的调整适当调整自己的用电行为，其实可以有效地降低自身的用电成本，未来的需求侧价格设计中需要和用户加强供需协同和互动。同时，需要进一步完善需求侧响应的分级分类管理机制，形成稳定可靠的资源库，健全多元主体参与需求侧响应条件，尤其是把需求侧的机制和现在的新型业态结合起来，积极培育新型储能、数据中心、5G基站、电动汽车、冷链冷库等主体，逐步扩大需求响应资源值的规模和范围。

　　国网福建经研院副总工程师林红阳分析，一个市场的健康发展，要在发现最优价格的同时保障市场参与主体的投资回报信心。容量电价与电量电价共同构成的“两部制”电价机制，更符合电力生产的实际情况是对市场服务供应主体更科学的反映。煤电容量电价占固定成本具体比例需要考虑市场化改革的实际，结合不同地区的资源禀赋和供需特性来设计。在“双碳”目标和能源电力规划的指导下，各省需要制定相应能源电力规划，统筹新能源发展的规模，并匹配相应的煤电、储能等规模，这样投资者可以根据规划提出的需求开展相应的项目评估来参与资源建设，确保资金投入成效，并避免市场的非良性竞争。

　　张运洲认为，煤电企业的竞争情况，第一要看进入锅炉的煤价水平，第二要看基准电价水平，第三是各地方的新能源渗透率不一样，渗透率高的地方倒逼煤电利用小时数下降，可能对煤电厂经营造成很大影响。关于进一步扩展容量电价的补偿范围，现在抽水蓄能的容量电价已作为系统运行费在输配电价中单独计列，新型储能的爆炸式增长则可能会推动国家在电价体系调整的第四监管周期(2023-2025)里的系统运行费中考虑容量电价因素。有电力交易专家表示，首先，煤电的容量补偿比例需结合电能量市场价格来科学地确定合理的比例，既有利于煤电机组回收成本，又能激发它参与市场交易的积极性。其次，容量补偿机制需要扩大范围，初期可以采用政府成本补偿方式，后续推动各种资源在容量补偿市场里进行集中交易，通过市场竞争方式形成更加合理的容量价格，这样才更有利于调动各方面参与系统灵活调节的积极性。

　　张晶杰强调，在确定煤电容量电价固定回收比例的时候，需要关注三个方面：第一，回收比例应考虑到同当地能源转型的适配性。按照国家的文件要求，容量电价回收的固定成本比例是综合考虑了各地电力系统需要和煤电功能转型情况等因素确定的。煤电在新型电力系统中逐步向兜底保障与调节并重的保障性电源转变，主要表现形式为利用小时数的变化，需重点关注并开展量化测算，为后续容量电价回收标准的差异化调整做参考。第二，应考虑供热容量成本回收的问题。目前我国热电联产机组占比超过了50%。在供热季，为保证民生供热，最大出力能力降低部分未能获取容量电费或者补偿，也没有将该部分费用通过供热价格进行疏导，导致供热机组在供热季的部分容量电费损失。第三，跨省跨区的容量电费费用的分摊机制。关于纳入到受端省份电力电量平衡的非配套煤电机组，原则上应执行送电省份的容量电价，容量电价由送受方合理分摊;跨省跨区送电是通过网对网的方式，受端无法分清电力中煤电容量占比，应进一步加快研究确定这部分容量费用，使容量电价执行更加科学合理。

　　NRDC能源转型高级项目主管黄辉表示，容量与辅助服务机制对新型电力系统的构建起着至关重要的作用，支持系统的稳定运行和对新能源的高效消纳，并能够帮助维持电价的稳定。在“双碳”目标下，需要推动煤电从电量主体电源向兜底调节型电源转型，容量与辅助服务机制是支持煤电转型的重要机制。在发展方向上，参与提供容量、辅助服务价值的主体要逐步多元化，定价方式从简单的固定成本补偿方式向以容量价值认定为导向的容量电价转变。价值评估可以尝试时段定价，重点体现用电峰时的资源可提供的容量价值。成本分摊应反映不同发用电的电能质量需求，制定针对不同资源品种、不同用户的差异化补偿、分摊与考核机制，真正体现“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则。

　　有电力交易专家指出，辅助服务定价与品种设计方面，辅助服务(包括调峰、调频、爬坡、黑启动等)实际就是提供灵活调节能力为，因此技术选择上更加多元灵活，价格也应该通过灵活的市场机制来形成。随着电力市场逐步建设过程中，辅助服务品种会越来丰富和精细，不同的资源可以通过不同的市场品种，将自身的价值充分发挥出来。林红阳强调，电价上涨和拉大峰谷电价差会直接影响每一位用户的行为。一方面，有些具备建设条件的工商业用户会考虑装设一些储能和光伏，现在不少企业已在发展分布式能源和储能，如果居民峰谷电价进一步推广和拉大，一些普通家庭储能也会得到发展。另一方面，无论是大用户还是普通居民，都会考虑更好地利用峰谷价差来调整用电行为。

　　如果设计一些用电能效和电价的变动强关联的机制并有明显的经济效益，居民会愿意考虑家电的以旧换新，进而带动高效家电的普及。张晶杰认为，可以结合历史数据综合考虑，如新能源机组出力特性、储能的调峰备用能力以及虚拟电厂的调节特性、响应时间等，对于新能源、储能和虚拟电厂等资源开展有效容量价值的量化分析。黄辉表示，通过市场化和分时电价优化，形成能涨能跌的市场电价，才能真正驱动需求侧资源发挥作用。比如，在现在分时电价峰谷价差条件下，一部分市场主体就会通过评估决定是否做出用电行为的改变;一些本来不易调节的工业负荷，经测算后认为可行，也会选择通过配储来提高负荷的灵活柔性。“如果逐步放开市场或者拉大峰谷价值，将进一步调动更多需求侧资源的积极性。”黄辉强调。（作者：孟凡君）