電改五周年 | 電價變遷背后（一）

　　2019年底，浙江一家民營售電公司給浙江省相關(guān)主管部門遞上了一份對當(dāng)?shù)厥垭娛袌霈F(xiàn)狀分析及建議的報告。報告里提到：

　　紡織服飾行業(yè)接二連三遭到利空侵襲，日益增強的環(huán)保壓力，長期居高不下的人工成本，高昂的用能成本和原料成本，嚴重侵蝕了該行業(yè)的利潤空間。特別是近幾年又遭遇來自東南亞等地的國際競爭，產(chǎn)業(yè)鏈向海外轉(zhuǎn)移漸成趨勢，尤其是2019年，該行業(yè)被卷入國際貿(mào)易變局，大量企業(yè)失去訂單被迫減產(chǎn)甚至停產(chǎn)。

　　浙江省各地市紡織協(xié)會組織的實地調(diào)研顯示，大部分紡織服飾企業(yè)認為，盡管國家多次出臺政策積極幫扶中小企業(yè)，為中小企業(yè)減負降費，但由于政策傳導(dǎo)需要時間，許多企業(yè)可能無法支撐到政策顯效。參與售電市場是降低成本切實可行的措施，而且可以達到立竿見影的效果。

　　過去數(shù)年里，這些傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)承受著環(huán)保、人工等成本增加帶來的巨大壓力。在電力體制改革持續(xù)推進的背景下，電價幾乎成了他們唯一抓得住的“救星”。

　　2020年3月15日，電力行業(yè)即將迎來中發(fā)9號文5周年的“生日”。改革推進5年來，縈繞耳邊的有兩種聲音，一種是經(jīng)濟下行壓力下此起彼伏的降價呼聲，另一種是改革是否等同于降電價的困惑。

　　實際上，關(guān)于電力體制改革與降電價之間的關(guān)系討論，早在5號文發(fā)布前就已在決策層展開。原能源部政策法規(guī)司副司長朱成章曾在eo撰文提到，20世紀(jì)末，當(dāng)我國正在醞釀（上一輪）電力體制改革時，就有專家提出“電力改革降價為先”，其要求是政府立法，以降電價為首要關(guān)鍵因素；打破壟斷，引入競爭，開放電力市場；三五年間使電費下降40%。

　　但朱成章認為，中國的電價不僅僅是幾分錢的問題，而是要形成合理的電價機制，使上網(wǎng)電價、輸配電價、銷售電價都能合理化，使電價水平、電價結(jié)構(gòu)、電價和其他各種能源的比價都合理化，這樣才能支持中國電力工業(yè)健康發(fā)展。

　　后來的中發(fā)9號文里有著這樣的表述：現(xiàn)行電價管理仍以政府定價為主，電價調(diào)整往往滯后于成本變化，難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環(huán)境保護支出。相應(yīng)地，有序推進電價改革，理順電價形成機制位列重點任務(wù)第一位。

　　一位長期研究電價的業(yè)內(nèi)人士指出，合理的電價是能夠反映出供需關(guān)系的，正是因為本輪改革在電力供給相對寬松的時期，呈現(xiàn)出來的價格也是下降的。

　　2019年12月10日至12日召開的中央經(jīng)濟工作會議部署2020年重點工作時指出，要落實減稅降費政策，降低企業(yè)用電、用氣、物流等成本。2020年1月8日的國務(wù)院常務(wù)會議再次明確，推動降低制造業(yè)用電成本和企業(yè)電信資費，全部放開規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易。

　　一些業(yè)內(nèi)人士認為，供大于需給本輪市場化改革提供了最佳條件，改革的結(jié)果也能夠?qū)崿F(xiàn)降低電力成本，支持實體經(jīng)濟發(fā)展的目標(biāo)。不過市場化改革過程中因為各方角力，改革的復(fù)雜程度甚至超出了設(shè)計者原先的預(yù)期，而降價訴求又刻不容緩，這才使得電價出現(xiàn)了“目標(biāo)一致，途徑多元”的局面。有業(yè)內(nèi)人士指出，堅持推進電價改革，理順電價形成機制被賦予“治本”的期待，也能夠給用戶提供更穩(wěn)定的價格預(yù)期，更公平的營商環(huán)境。

　　如果用歐美主要電力市場從出生到成熟的時間衡量，到2020年，中國電力行業(yè)漫長的市場化之路也已經(jīng)走了半程。在從計劃向市場轉(zhuǎn)軌的十?dāng)?shù)年里，終于探索出了“管住中間，放開兩頭”的路徑，而“輸配電價+市場化交易電價+政府性基金”的電價框架能夠體現(xiàn)出其精髓。

　　但不得不承認的是，無論市場競爭環(huán)節(jié)還是管制定價環(huán)節(jié)或多或少仍夾雜行政定價因素，還面臨經(jīng)營性目標(biāo)與社會目標(biāo)的交織，未來這些將如何相互影響、演變和突破，牽動著決策者和從業(yè)者的神經(jīng)。

　　市場價格的“出清”效應(yīng)

　　改革5年，電力行業(yè)逐漸改變了規(guī)?；瘮U張的發(fā)展方式，然而，未來何時、采用何種方式投資還未找到“標(biāo)準(zhǔn)答案”

　　在業(yè)界的普遍理解中，市場競爭環(huán)節(jié)充分啟動了對行業(yè)過剩投資的“出清”，可以說是本輪改革中最為驚心動魄的。

　　在這一輪“出清”中，裝機占比最大的煤電首當(dāng)其沖。2002年進行的“廠網(wǎng)分開，競價上網(wǎng)”改革對煤電的大發(fā)展起到了顯著的促進作用。在缺電的大環(huán)境下，地方政府和企業(yè)都對電力投資非常熱衷，這種熱情延續(xù)了至少10年。

　　一位長期研究煤電的業(yè)內(nèi)人士指出，早期煤電對當(dāng)?shù)亟?jīng)濟發(fā)展帶來的貢獻很顯著。即便是在經(jīng)濟較為發(fā)達的東部地區(qū)，因地市資源稟賦不同，一家煤電廠給地方財政貢獻40%稅收收入的情況并不鮮見。

　　由于培育了新的投資主體，原五大發(fā)電集團十余年間如“五虎下山”搶占市場，新建大量煤機。其中，2003年到2008年這六年以煤電為主的規(guī)模擴張尤為突出，部分新能源富集地區(qū)的光伏、風(fēng)電裝機也出現(xiàn)了躍升。

　　電源的迅猛增長基本解決了中國缺電的問題。不過，價格信號缺失，電力規(guī)劃有欠嚴謹科學(xué)，地方依靠投資拉動經(jīng)濟，以及發(fā)電企業(yè)集體非理性圈地競爭，造成了部分地區(qū)多年裝機持續(xù)過剩。

　　隨著經(jīng)濟增速開始放緩，2012年、2013年左右，電力富余的苗頭開始顯現(xiàn)。時任重慶市市長、黨組書記黃奇帆在市政協(xié)的一次演講中說，中國現(xiàn)在有14億千瓦裝機，而明明只需要8億千瓦，多余的6億千瓦裝機需要3萬億的資本，過剩產(chǎn)能都攤在電費里。

　　降電價的訴求很快體現(xiàn)在本輪電改當(dāng)中。根據(jù)國家能源局發(fā)布的歷年全國電力價格情況監(jiān)管報告，2018年平均銷售電價較2015年下降超過8.5%。這其中包含著煤電企業(yè)通過市場競爭“擠出”的紅利。

　　前述電價研究者指出，市場競爭結(jié)果為電力投資提供了價格信號，能夠緩解過剩，同時促進電力企業(yè)調(diào)整發(fā)展模式，實現(xiàn)社會福利的優(yōu)化分配。“這對于發(fā)電企業(yè)而言，短期是陣痛，但長期來看，過剩的投資總要有人買單，反過來一定會影響發(fā)電未來的發(fā)展。市場競爭產(chǎn)生的價格信號將促進發(fā)電企業(yè)調(diào)整到可持續(xù)的發(fā)展模式上來。”

　　“大干快上”似乎成了地方和電力企業(yè)的一種發(fā)展“慣性”，而改革5年后，各方終于踩下了“剎車”——轉(zhuǎn)變增長模式終于成為普遍共識。

　　發(fā)電企業(yè)的資深從業(yè)者說，電力改革數(shù)年以來，發(fā)電企業(yè)打破了過去計劃體制下的固有模式，告別了單純發(fā)電時代，從后臺走向了前臺，把積極向“下”延伸提到了戰(zhàn)略高度，進入到配售電、供熱供冷供氣等領(lǐng)域。

　　“產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)歷著電力市場的‘洗禮’，企業(yè)的經(jīng)營理念、安全管理、發(fā)展空間、商業(yè)模式、客戶服務(wù)等都發(fā)生著深刻的變化。”上述從業(yè)者說。

　　2020年是“十三五”規(guī)劃的收官之年，也是制定“十四五”發(fā)展規(guī)劃的關(guān)鍵一年。從2019年下半年開始，到底需要多少電源投資，尤其是煤電投資的討論就不絕于耳。企業(yè)層面正在發(fā)生的戰(zhàn)略轉(zhuǎn)變?nèi)绾斡绊懸?guī)劃？

　　中國華電集團副總法律顧問陳宗法近日撰文指出，“十四五”煤電發(fā)展既要考慮電力平衡和電網(wǎng)安全，也要考慮電力市場的平衡和新的市場化電價機制，統(tǒng)籌做好新增、退役、延壽的關(guān)系，要慎鋪“新攤子”。

　　電力規(guī)劃設(shè)計總院黨委書記、院長，國家電力規(guī)劃研究中心副主任杜忠明曾撰文指出，根據(jù)電規(guī)總院的測算，雖然未來全國用電增速會逐漸回落，但未來用電增長仍有較大潛力，預(yù)計2035年用電量達到12.2萬億千瓦時，人均用電量達到8500千瓦時。

　　根據(jù)國家能源局2020年1月19日發(fā)布的數(shù)據(jù)，2019年，全社會用電量72255億千瓦時，同比增長4.5%。分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量780億千瓦時，同比增長4.5%；第二產(chǎn)業(yè)用電量49362億千瓦時，同比增長3.1%；第三產(chǎn)業(yè)用電量11863億千瓦時，同比增長9.5%；城鄉(xiāng)居民生活用電量10250億千瓦時，同比增長5.7%。

　　同時，杜忠明指出，目前電力安全保障體系的建設(shè)仍有短板和不足，未來需要研究在電力能源轉(zhuǎn)型時，如何既能支撐新能源大規(guī)模的消納、并網(wǎng)，還能保證電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。

　　不難看出，不同主體間對供需形勢的判斷有著細微的差別，截至目前還沒有一份“標(biāo)準(zhǔn)”答卷，市場起步不久，機制尚待完善，目前提供的價格信號也不足以支撐未來5年甚至更長時間里電力的規(guī)劃發(fā)展，但總體上看，規(guī)劃需要在更大程度上分類別、分階段、分區(qū)域，或許已是討論的核心。

　　不完美的價格信號

　　隨著市場化潮流的推進，行政干預(yù)能否“收回來”，逐漸把“舞臺”交還給市場主體？

　　雖說降價的方向并未違背當(dāng)下總體的供需規(guī)律，也確實緩解了“扎堆”的投資，但5年來市場競爭產(chǎn)生的價格信號并非完美。隨著競爭涉及范圍的不斷擴大，無論是地方政府對電價不同程度的干預(yù)，還是市場價格形成機制與投資成本回收的適配問題都將難以避免地被放大。

　　當(dāng)直接交易進行到2018、2019年時，部分地區(qū)的價格下降空間持續(xù)收窄，甚至影響到交易的正常進行。某地方相關(guān)主管部門為了讓月度交易能夠繼續(xù)，甚至用年度合同的執(zhí)行作為籌碼，督促發(fā)電企業(yè)參與。用當(dāng)?shù)貜臉I(yè)者的話來說，這是“把頭按在桌上發(fā)生的交易”。

　　直接交易這一模式最早是從大用戶直購電演變而來，最早時帶有行政定價的“基因”。

　　2006年3月，原國家電力監(jiān)管委員會召開大用戶直購電試點工作會議，強調(diào)開展大用戶向發(fā)電企業(yè)直接購電試點工作，是深化電力體制改革的重要內(nèi)容。時任國家電監(jiān)會主席柴松岳在7月的年中工作會議上表示，要大力推進大用戶直購電試點，并擴大試點范圍。

　　一位親歷者曾說，電廠知道，他們進市場必須要降價，始終覺得是被迫參加市場的。哪些電廠被首先“拉入”，哪些用戶首先享受降價紅利，背后充滿了偶然性。在本輪電改開啟前，因被詬病政府利用行政權(quán)力“指派”優(yōu)惠電量，大用戶直購電被叫停。

　　新一輪改革既要結(jié)合實際，思路和方式又要做出改變。在9號文的指引下，直購電發(fā)展成了直接交易。一位能源監(jiān)管系統(tǒng)的官員曾說，單從用詞上看，本輪改革中，發(fā)用電雙方的地位是平等的，這意味著將更加接近買賣雙方根據(jù)供需關(guān)系擁有相應(yīng)議價權(quán)的市場。隨著改革的持續(xù)深入，不少地方實踐超越了當(dāng)年擴大直購電試點地區(qū)的“小目標(biāo)”，在電量、市場主體數(shù)量、類別以及交易機制上都取得了突破。

　　不過，從部分地區(qū)設(shè)計的市場交易規(guī)則和交易實踐來看，仍然出現(xiàn)了行政干預(yù)的“影子”。

　　2018年初，有業(yè)內(nèi)人士撰文歸納了過去數(shù)年電力市場建設(shè)、運行中面臨的主要問題，其中，交易規(guī)則設(shè)計不合理，扭曲市場交易價格；地方政府相關(guān)部門直接或間接干預(yù)電力市場交易價格等問題被廣泛討論。

　　在一些省區(qū)，用戶類別、發(fā)電企業(yè)的交易次序和交易電量份額均被劃分為“三六九等”，使統(tǒng)一的市場被割裂；有部分地區(qū)限定發(fā)電企業(yè)報價必須以煤電標(biāo)桿電價為上限，只能降低、不能提高；還有人為設(shè)定發(fā)電企業(yè)和用戶市場交易電量規(guī)模，導(dǎo)致供求兩側(cè)電量規(guī)模不匹配，進而使得市場競爭強度過高，出現(xiàn)市場價格大幅降低的現(xiàn)象；部分地區(qū)為刺激高耗能及高新技術(shù)企業(yè)、戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展，在統(tǒng)一市場之外設(shè)計了專場交易或精準(zhǔn)扶持交易，且已形成省間相互“競爭”的態(tài)勢。當(dāng)然，也出現(xiàn)了因監(jiān)管體系暫不健全，隨著市場交易電量的不斷增加，發(fā)電企業(yè)為避免虧損而聯(lián)盟串謀的現(xiàn)象。

　　“電力市場化改革改變了過去政府定價的基礎(chǔ)。”上述業(yè)內(nèi)人士在文章中寫道：“目前市場電量仍不能完全代表合理的電價水平。”

　　而后來電力現(xiàn)貨市場的出現(xiàn)讓新舊電價體系的沖突更為明顯了。

　　過去的2019年，可謂電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的突破年。國內(nèi)首批8個電力現(xiàn)貨試點已全部進入結(jié)算試運行階段。數(shù)個試點當(dāng)中，存在著各類問題，包括交易價格過低、發(fā)用兩端依然分層分級、市場價格與用戶終端電價難以匹配等。

　　2019年8月12日，國家能源局官網(wǎng)發(fā)布對《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的意見》的解讀指出要綜合施策、共同推動，全面加強配套機制建設(shè)。如，建立與現(xiàn)貨市場銜接的用電側(cè)電價調(diào)整機制，逐步解決用戶側(cè)價格雙軌制問題；完善與現(xiàn)貨市場配套的輸配電價機制，更加科學(xué)合理界定電網(wǎng)使用成本，更加有利于擴大電力資源優(yōu)化配置范圍等。2020年1月7日，國家發(fā)改委官網(wǎng)再次轉(zhuǎn)發(fā)對這份文件的官方解讀。

　　據(jù)悉，部分地方起初對建設(shè)現(xiàn)貨市場并不“感冒”，相比于直接交易，現(xiàn)貨市場的專業(yè)門檻極高，這給一些決策者帶來了一定的壓力；同時，一旦市場運作起來，不合理的行政管控空間將會大大減小，而對于主政者來說，與行政手段相區(qū)別的市場監(jiān)管又相對陌生。

　　而也有政府相關(guān)主管部門的官員曾在一場學(xué)術(shù)論壇上表示，應(yīng)一分為二地看待行政干預(yù)。一方面如果沒有一定的行政支持，市場難以成型；另一方面，當(dāng)市場規(guī)則制定出來以后，行政干預(yù)就要逐漸“收回來”，才能形成良性循環(huán)，把“舞臺”交給市場主體。

　　行政干預(yù)以外，國有企業(yè)的考核、管理體系也尚未跟隨市場的腳步變化。

　　在競爭市場發(fā)育初期，發(fā)電企業(yè)的普遍策略是，通過計劃電量維持基本運營，但由于要面對利用小時數(shù)考核，為爭取多發(fā)，市場電量價格相對政府核定電價降幅明顯，出現(xiàn)了一邊向政府申請煤電聯(lián)動提高電價，另一邊參與市場競爭主動降價的矛盾行為。

　　一位從事能源監(jiān)管的官員曾說，除了市場交易機制以外，市場化改革不能缺少對國有企業(yè)定位、考核和管理體系的變革，如果配套機制始終缺失，逐步放開的市場要想再進一步將極為困難。

　　2019年6月27日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》（發(fā)改運行〔2019〕1105號）指出，經(jīng)營性電力用戶的發(fā)用電計劃原則上全部放開。除居民、農(nóng)業(yè)、重要公用事業(yè)和公益性服務(wù)等行業(yè)電力用戶以及電力生產(chǎn)供應(yīng)所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶均屬于經(jīng)營性電力用戶。

　　電量的持續(xù)放開對市場中的低價爭電量現(xiàn)象有所緩解，基數(shù)電量減少，發(fā)電企業(yè)為保障經(jīng)營，電力交易價格降幅在2018年之后明顯收窄。

　　邊際定價并非“萬能鑰匙”

　　哪種路徑最為尊重市場精神，又能夠兼顧效率與公平？

　　在市場主體看來，當(dāng)前的市場設(shè)計仍然存在著短板。一位發(fā)電企業(yè)的資深研究者說，每類機組有其不同的特性，在系統(tǒng)中也發(fā)揮著不同的價值，而目前的競爭市場還沒有充分讓它們體現(xiàn)各自的價值，有一些改革前留下的“包袱”也難以通過現(xiàn)有價格機制進行疏導(dǎo)。

　　2019年，煤電再一次站在了“風(fēng)口浪尖”。

　　在環(huán)保約束力日益增強，新能源利用不斷擴大，電煤去產(chǎn)能導(dǎo)致煤價上漲并長期維持較高水平，以及市場化交易規(guī)模的不斷擴大等多重因素作用下，煤電量價空間齊受擠壓，在矛盾尖銳的地區(qū)，煤電廠生存舉步維艱，宣布破產(chǎn)現(xiàn)象接連發(fā)生。

　　作為基礎(chǔ)性電源，煤電的“倒下”引發(fā)了業(yè)內(nèi)高度重視，圍繞當(dāng)前電力市場設(shè)計和價格形成機制的討論也越發(fā)熱烈。

　　上述研究者指出，當(dāng)前無論是直接交易、現(xiàn)貨市場還是輔助服務(wù)市場，本質(zhì)上是單一電能量市場，而單一電能量市場設(shè)計原理主要基于邊際成本定價，機組固定投資成本難以通過電量市場完成回收，且隨著現(xiàn)貨市場逐步深入，電能量市場降價空間持續(xù)擴大，固定成本的回收更是難上加難。

　　華能技術(shù)經(jīng)濟研究院陳大宇發(fā)表文章指出，隨著計劃電量、政府定價和新能源補貼的逐漸退出，單純的電力現(xiàn)貨價格會使邊際機組的固定成本缺乏有效的回收渠道，特別是在以風(fēng)光為代表的可再生能源發(fā)電占比不斷提高的電力系統(tǒng)中，短期發(fā)電邊際成本持續(xù)降低，固定成本回收的不確定性將增大，導(dǎo)致發(fā)電企業(yè)對容量投資意愿降低。

　　本輪改革啟動后，設(shè)置容量補償機制在水火矛盾異常突出的四川被提上議事日程。2016年起，四川火電燃煤機組身陷困境，處于全行業(yè)虧損狀態(tài)，至少一半電廠的負債率達到100%，其中部分超過150%。

　　2018年8月7日上午，相關(guān)媒體報道，四川11家電廠的總經(jīng)理、副總經(jīng)理悉數(shù)來到四川省政府，向省發(fā)改委、省能源局、省能監(jiān)辦等相關(guān)部門主要負責(zé)人表達訴求。相關(guān)資料記載，為緩解棄水問題、降低實體經(jīng)濟用電成本，國家發(fā)改委相關(guān)領(lǐng)導(dǎo)在會見四川省領(lǐng)導(dǎo)時提出成立專門工作小組。

　　當(dāng)月，國家發(fā)改委相關(guān)司局赴四川實地走訪水電、火電、地方電網(wǎng)、省級電網(wǎng)企業(yè)等主體，分別召開座談會。其中，四川提出的主要訴求就包括實行燃煤機組“兩部制”電價，即核定四川省電網(wǎng)安全運行需要的火電機組容量，將相關(guān)火電機組的固定成本作為容量電價，保障發(fā)電企業(yè)基本生存，電度電價通過市場競爭方式形成。

　　據(jù)悉，國家發(fā)改委價格司對于四川2018年提出的開展燃煤發(fā)電“兩部制”電價試點的想法表示支持，認為燃煤發(fā)電的功能定位已經(jīng)發(fā)生較大變化，主要承擔(dān)保障電力水電穩(wěn)定外送、保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、保障特殊時期電力供應(yīng)、保障豐水期電網(wǎng)調(diào)峰等功能，繼續(xù)采用單一制電度電價已不合適。

　　但考慮到燃煤機組在電網(wǎng)中發(fā)揮的作用并不能完全用固定成本的投入來衡量，也不利于通過市場機制發(fā)現(xiàn)輔助服務(wù)的價值，因此，單純以發(fā)電企業(yè)固定成本作為容量電價的計算依據(jù)不可行。主管部門建議，可借鑒國外先進經(jīng)驗，由電網(wǎng)公司根據(jù)穩(wěn)定運行需要，提出容量需求，通過“拍賣”方式發(fā)現(xiàn)價格，將直接交易、輔助服務(wù)市場、發(fā)電權(quán)交易等結(jié)合起來。

　　電源側(cè)實行兩部制電價的思路并非本輪改革首提，早在2004年東北區(qū)域電力市場建設(shè)過程中就已經(jīng)實踐過。eo曾報道，指引上一輪改革的國發(fā)5號文發(fā)布之后，國務(wù)院辦公廳于2003年7月30日印發(fā)電價改革方案。此62號文提出，上網(wǎng)電價改革的方向是全面引入競爭機制，價格由供需各方競爭形成，過渡時期，主要實行兩部制電價，其中，容量電價由政府制定，電量電價由市場競爭形成。各地也可采用部分電量競價等其他過渡方式。

　　東北采用了前者，即“兩部制電價、全電量競爭”模式。然而，隨著東北區(qū)域市場試運行的戛然而止，對這種模式的反思也逐漸展開。

　　曾為東北設(shè)計“單一制電價、部分電量競爭”模式的清華大學(xué)教授夏清在相關(guān)報告中詳細陳述了容量電價機制的問題，包括沒有考慮發(fā)電企業(yè)的歷史成本差異，將機組有效容量與實際利用小時數(shù)掛鉤，使其難以起到政府調(diào)節(jié)市場的作用等等。

　　“東北當(dāng)年的模式還是行政定價。”中國電力技術(shù)市場協(xié)會綜合智慧能源專委會會長趙風(fēng)云評價說：“現(xiàn)在要建設(shè)容量市場，要用市場化的方式，機組通過競價來提供容量服務(wù)，根據(jù)報價來決定誰中標(biāo)。”

　　據(jù)eo了解，目前四川的初步方案已報送省政府層面審批。方案的核心是推進容量補償機制，通過市場競爭形成容量電價和電量電價，電力需求預(yù)測、具體競爭方式以及容量電費形成方式等還在商議過程中。

　　當(dāng)?shù)叵嚓P(guān)參與人士認為，四川的容量機制是為了保障安全穩(wěn)定供電和火電長期穩(wěn)定發(fā)展，亮點是結(jié)合國際容量市場建設(shè)經(jīng)驗和四川特色資源結(jié)構(gòu)，首次在國內(nèi)提出由市場方式確定燃煤機組容量大小及容量電價，同時提到，用戶也可以通過類似需求側(cè)響應(yīng)的方式參與競價，以此調(diào)動市場主體提供容量服務(wù)的積極性。

　　不過，上述容量市場的初步考慮仍以補貼在運燃煤機組部分固定成本為主，其短期容量需求預(yù)測具有一定局限性。

　　“容量電價的出處最終還是應(yīng)該在用戶身上。”趙風(fēng)云說：“但不是增加一塊費用，而是把電費重新切分。”

　　趙風(fēng)云等研究者早在2013年就曾提出“三部制電價”思路，即對發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價進行切割管理，以容量電價補償建設(shè)成本，以電能量電價補償運營成本，以輔助服務(wù)價格補償調(diào)節(jié)成本。其中，容量電價初步以招標(biāo)和標(biāo)桿形式確定，其后過渡到由市場產(chǎn)生。

　　當(dāng)用戶選擇范圍擴大、市場機制不斷完善后，新建用戶和發(fā)電企業(yè)可以在國家統(tǒng)一規(guī)劃的基礎(chǔ)上，自主互相選擇，彼此承諾用電權(quán)、容量電價及容量電費支付方式，電網(wǎng)公司提供輸配電服務(wù)。

　　據(jù)悉，近一年來四川本地負荷增加，火電淘汰關(guān)停，水電外送剛性執(zhí)行，煤電利用小時有所改善，初步方案下一步方向如何還未知。

　　2019年9月26日，國務(wù)院常務(wù)會議通過《關(guān)于深化燃煤機組上網(wǎng)電價形成機制改革的指導(dǎo)意見》，其中提到，“對燃煤利用小時嚴重偏低省份可建立容量補償機制，容量電價和電量電價由市場化方式形成”。國家能源局最新發(fā)布的《電力中長期交易基本規(guī)則（暫行）》（征求意見稿）中也有類似表述：“對于開展電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，應(yīng)盡快建立容量市場或其他固定成本回收機制”。

　　四川業(yè)內(nèi)人士認為，隨著國家層面對容量市場建設(shè)的討論越來越多，可能會有更為系統(tǒng)、整體的思路。

　　不過，英國劍橋大學(xué)教授Michael Pollitt在2019年接受eo專訪時，對容量市場并不“感冒”。他指出，容量市場是為未來數(shù)年的備用容量進行定價，但事實上電力系統(tǒng)運行中真正重要的是短期備用資源。政府對容量的多少，以及容量市場的規(guī)則有著很大的決定權(quán)。一般來說，政府總體上不希望容量投資太多，但也要權(quán)衡給哪類電源更多投入，這意味著容量市場很容易被“行政化”。

　　另一方面，此輪再議容量補償機制，在一定程度上發(fā)端于煤電出現(xiàn)的“破產(chǎn)潮”，有業(yè)內(nèi)人士提醒，即使要引入容量補償，也不應(yīng)以保證某種電源的生存作為根本目標(biāo)，而是在綜合考慮經(jīng)濟性和環(huán)境等共同約束條件下，為系統(tǒng)提供充裕備用資源開展的機制建設(shè)。（eo記者 姜黎）