低碳能源系统转型，一般是从电力部门开始的。在全球能源转型中，风能和太阳能发电将发挥越来越大的作用。而在中国，人们把可再生能源占比高的系统称为“新型电力系统”。但由于可再生能源的波动性，电力系统迎来了新的挑战：如何在保持电力系统可靠性的同时控制成本。
11月10日，中国出台了新的《煤电容量电价机制》，燃煤电厂将不再只靠发电获得收入，还可以根据装机容量获得固定收入。该机制在一定程度上是为了帮助煤电机组向保障性电源转型，发挥其对可再生能源的兜底作用，而不再作为主要的电力来源。新机制虽然旨在加强能源安全，但确实存在一些风险，可能导致向可再生能源转型的成本增加，或进程放缓。
中国的能源转型有何不同？
虽然中国在新能源转型过程中面临的诸多挑战在许多方面与其他国家类似，但相比在清洁能源转型方面走得更远的欧洲国家，中国的不同主要体现在三个方面。
首先，受经济增长和气候变化的双重驱动，中国电力需求还在持续快速增长。2022年，极端高温天气导致电力需求激增，加之干旱致使水力发电量下滑，从而造成了停电事件。
其次，中国多数地区的电力供应主要依赖煤电，缺乏能够支撑调节风能和太阳能发电的低成本天然气来源。即便是经过改造，燃煤电厂的灵活性也不如燃气机组，而且灵活运行也会带来额外的成本。
最后，中国能源市场的设计优先考虑中长期电力合同，抑制基于短期市场信号的灵活电力交易。尤其是跨省电力交易不灵活，迫使各地不得不更多地锁定本地发电能力，而不去依靠跨区域的电力储备。正如能源基金会中国（Energy Foundation China）的专家指出，通过现货市场和区域交易释放短期灵活性，可以帮助中国以更低的成本实现清洁能源转型。
目前，可再生能源转型正在加速，而灵活市场建设和跨省电力交易的步伐却更加谨慎。与此同时，为了增加省内电力供应，各省纷纷上马新的煤电产能。这意味着这些电厂的发电水平将低于回收成本所需水平。考虑到批发电价的上限——中央政府2021年规定煤电市场批发电价较参考价上浮不得超过20%，发电水平低通常意味着煤电厂的财务损失，而这些损失最终可能会使国有电力公司和支持此类投资的银行陷入财务困境。
因此，容量电价被视为解决燃煤电厂亏损问题的首选方案。
新机制有何作用？
笔者梳理了国家发改委《关于建立煤电容量电价机制的通知》，重点如下：
- 大部分省份燃煤电厂的容量电费为100元/千瓦∙年，河南、湖南、重庆、四川、青海、云南和广西这七个低碳能源占比较高的省份为165元/千瓦∙年（分别是发改委确定的330元/千瓦∙年煤电机组固定成本的30%和50%）。
- 不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。
- 煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。
除目前已建立容量电价机制的山东省之外，该政策适用于所有省份。2020年，山东省对燃煤电厂按照每千瓦时支付固定费用，并称其为容量电价。国家容量电价和山东的设计类似，仅适用于燃煤电厂，且通过行政方式确定。不同之处在于国家容量电价是基于装机容量，而非发电量。
政策风险
截止目前，国家容量电价机制仅适用于燃煤电厂，目的是解决这些电厂明显的亏损问题。之所以格外迫切需要解决这一问题，可能是有着一层考虑：各省需确保为了保障能源安全，在政策推动下增加的煤电产能，但不能让电力企业财务状况恶化。一直以来，关于“技术中立”的容量市场的讨论较少。所谓技术中立的容量市场，是指在发电技术方面没有歧视，也就是说这些市场为储能、需求侧响应，以及可再生能源与储能相结合提供了空间。
容量市场是指发电企业以未来一段时间内（通常是一年及以上）系统发电容量为标的进行竞标。
需求侧响应是指为了平衡电网需求，通过价格或货币激励等方式，诱导消费者在电力更充足或总体需求更低的时段用电。
同样，容量机制也没有包含按性能定价（pay-for-performance）的内容。例如，按性能评分的话，电池储能等快速响应技术的评分，会高于燃煤电厂等缓慢响应技术的评分。这种做法在欧洲和北美已经成功，为清洁技术打开容量市场的同时降低了成本。
容量电价机制之所以不包括煤电之外的技术就是为了简单。上海国泰君安证券的于鸿光在三月份的一篇文章中阐述了采用煤电机组全国统一标准的容量电价，而不是基于市场或技术中立方法背后的原因：
“……容量补偿机制实际实施简单易行，在我国现行的电力市场制度下也能够迅速推广；容量补偿价格相对固定，不会引起用户侧电价的大幅波动，且监管机构的介入也能保证用户用电成本在社会可承担范围内。”
显然，仅适用于煤电的容量电价机制，与国家发改委在2022年的文件中要求在2025年前初步建立全国统一电力市场体系时的措辞并不相同。这份文件中对此类机制的设想似乎更加灵活和以市场为导向：
引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。
这样的措辞似乎表明，当时的政策制定者将容量电价视为一个更大的系统的组成部分，与市场合作，在促进能源安全的同时，对产能过剩或不足等“实际情况”做出响应。过去十年间，这两种情况中国都曾经历过，而煤电产能过剩则是其时常需要应对的问题。
积极谨慎，借鉴国外
容量市场和容量电价不仅在中国，在世界范围内都是热门话题。大多数采用二者的地区都努力确保它们囊括各种技术，且严格参照当地实际，控制成本，防止对容量的过度投资。
然而，欧洲和北美的容量电价经常遇到问题和受到批评。正如智库睿博能源（Regulatory Assistance Project）所说，容量电价可能会以牺牲其他可靠性解决方案为代价，引发对容量的系统性过度投资。美国有四个采用了某种形式的容量电价的区域输电组织就出现了这样的情况，都经历了超出规划目标的产能过剩。
与此同时，一些情况下人们认为基于市场的容量电价机制可以推动能源转型，尤其是容量电价机制能够促进需求响应和小型资源聚合，从而以低于传统发电的成本提供可靠的供电服务。以服务于美国中西部数州的区域输电组织PJM（PJM Interconnection）为例，近十年来，需求侧响应一直和其他形式的容量一起参与竞标。一般情况下，需求响应容量在9000兆瓦左右。这通常会导致容量价格低于市场仅依赖发电的价格。
美国一项鼓励技术开放的国家政策要求，容量市场承认那些在电力系统需要备用能源时能够快速响应的技术，并向采用这些技术的电厂提供额外补贴。2011年，美国推出了性能定价（pay-for-performance）规则，鼓励采用有利于高灵活性技术的容量和配套服务规则。
价格和性能相结合的容量电价市场设计也有益于储能技术的采用。例如在英国近期的容量拍卖中，电池储能项目的中标容量占比为10%左右。这种容量电价机制不仅会鼓励该领域的投资，而且有助于规划者和政策制定者预测未来传统发电上网的需求。
此外，政策设计中还有一个因素是对容量电价进行限制，使其符合实际容量需求。一般来说，容量市场拍卖早于容量提供一到两年的时间。在一些地区，容量市场仅覆盖一年中可靠性风险最大的时间段。例如在英国拍卖只覆盖冬季。而PJM缩短了拍卖和容量提供之间的时间间隔后，便能更加准确地预测需求，同时降低成本。
出于这个原因，目前欧盟关于容量市场的法规要求，只有在公开程序发现存在具体的容量不足可能性时，才能临时采取此类计划。这一要求类似于德国2016年建立的容量储备库，几个燃煤电厂接受容量电价后进入封存状态，只有在绝对需要时才会重启。这一系统可以防止容量电价扭曲电力市场的现货市场价格。碰巧的是，俄乌战争后的能源危机确实需要激活该储备（然而，德国的煤电用量仍远低于前几年的水平，并且仍有望在2030年前逐步淘汰煤炭）。
如上所示，欧美的容量电价机制专门是为降低成本而度身定制的，某些情况下也为了推广先进的低碳技术。降低成本对中国也很重要：中国人民大学学者估计，过度投资煤电可能导致1.9-3.98万亿人民币的超额成本。
公布新的煤电容量电价机制时，国家发改委和国家能源局的官员表示，会通过其他发电来源的价格降低来弥补支付给燃煤电厂的额外成本，因此零售电价不会提高。
诚然，可再生能源的成本随着时间推移在下降，但目前尚不清楚减少可再生能源发电企业市场收入的同时，向燃煤电厂提供行政补贴的做法，是否会扭曲投资信号，进一步刺激电力供应充足地区的煤炭产能建设。归根结底，煤炭过度投资都需要由社会来买单，要么是通过容量电价，要么是通过金融系统。
前路
在新的容量电价政策发布后的几周里，有迹象表明，有关方面对气候友好的设计持开放态度。例如，山东省宣布储能将有资格参与容量电价机制。
在中国，国家政策往往反映了省级层面已有的最佳实践。此类试点项目有可能最终推动容量电价机制走向技术中立。
随着现货市场试点经验的积累，以及中国朝着2025年建立全国统一电力市场迈进，中国仍有可能在容量电价机制的设计中引入市场导向的组成部分。此类措施十分重要，因为它能确保低碳能源转型不偏离正轨，保障能源安全，以及避免给社会带来过高的经济成本。
翻译：YAN
