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2019年10月，煤電電價形成機制改革拉開序幕，國家發(fā)改委發(fā)文提出煤電上網電價將不再實行燃煤標桿電價機制，改為“基準價+上下浮動”機制。短期來看，這讓本就舉步維艱的煤電企業(yè)面臨更大挑戰(zhàn)。而另一方面，隨著能源轉型的深入推進，新能源比重不斷增加，煤電將承擔更多深度調峰。“輔助服務電價”、“容量補償機制”等的提出也為未來煤電可能的定位提供了政策保障，帶來更多的發(fā)展機會。

根據國家發(fā)改委文件要求，各地需發(fā)文細化煤電電價形成機制方案。截至目前，北極星電力網根據公開信息，不完全統(tǒng)計了19個地區(qū)的煤電電價形成機制改革實施方案。各地方案與國家發(fā)改委指導意見大方向相同，但是，在細節(jié)實施上，特別是涉及到“輔助服務電價”、“容量補償機制”等部分內容，還是有較大的差別。

在國家發(fā)改委的指導意見中，“輔助服務電價”、“容量補償機制”等內容被提及，并且被多數火電行業(yè)人士視為“隱藏福利”，認為其會給火電企業(yè)帶來發(fā)展機會和些許收益。

由于光伏、風電等新能源的不穩(wěn)定性，在儲能大規(guī)模發(fā)展以前，煤電作為主力電源的同時，還要承擔應急調峰等功能。2019年，我國多個大型火電機組還被列入煤電應急調峰儲備電源，這些機組在未納入年度投產計劃前，可以在冬季等電力供應緊張時啟動運行，在其他時段停機備用。

未來隨著新能源比重的增加，煤電機組將更多承擔系統(tǒng)調峰、調頻、調壓和備用功能。如何分攤煤電機組深度調峰的成本，如何建立有效的價格機制鼓勵更多火電機組進行靈活性改造成為一個值得探討的問題。為此，國家發(fā)改委指導意見明確提出了要完善輔助服務電價形成機制，對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成，這些制度的建立將為煤電的新定位提供政策保障。

在目前發(fā)布的地方實施文件中，山西、江蘇、福建等九個地區(qū)未提及“容量補償機制”相關內容。水電大省云南明確了制度建立的時間：2020年底前，研究建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。

河北、山東兩省提出，對民生采暖型燃煤背壓機組執(zhí)行兩部制電價。非供暖季關停期間執(zhí)行容量電價，其他時間按電量電價執(zhí)行。其中，山東省還明確，探索制定電力市場燃煤機組容量補償政策。遠期探索建立容量市場，燃煤發(fā)電機組可以通過容量市場收回部分成本，以便在需求高峰時供市場調用，確保發(fā)電資源的長期充裕性。

關于輔助服務電價形成機制，山東省的文件中指出，現貨市場正式運行后，通過現貨市場調頻交易機制形成燃煤機組調頻價格，探索建立調頻費用由市場用戶和發(fā)電主體的分攤機制，以補償燃煤發(fā)電機組發(fā)電合理成本，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

隨著新能源的大規(guī)模發(fā)展，火電盈利空間受到擠壓。在煤電去產能的大背景下，近年來五大發(fā)電旗下火電企業(yè)破產、“１元甩”事件層出不窮。建立容量市場和輔助服務市場機制可以為火電企業(yè)提供更多的增收途徑，這也是未來煤電發(fā)展的必然選擇。

此外，國家發(fā)改委指導意見明確表示，改革后，煤電電價的基準價按當地現行燃煤發(fā)電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，2020年暫不上浮。多地也延續(xù)了這一說法。

那么，今年，各地煤電電價最低將會下探到多少？若以后放開上浮，煤電電價又會上浮到多少呢？