2023年11月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称“1501号文”），该文件的出台将煤电从单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。1501号文的出台被视为我国发电侧电价改革的标志性事件，其落地实施的情况为业内高度关注。
（来源：电联新媒 作者：翁爽）
在一次能源价格波动、新能源高速发展带来的能源结构深度调整等复杂因素影响下，保障电力安全成为各方关切。煤电是承担我国构建新型电力系统兜底保障、灵活调节任务的主要主体。随着我国能源转型的深入推进和新能源大规模发展，煤电机组年利用小时数下降趋势明显，机组运行方式发生深刻变化。在新能源占比较高区域，煤电可能长期处于低负荷、频繁变负荷的运行状态，煤电功能变化引起收益模式急剧变化。1501号文着眼于电力系统有效容量的长期充裕性，从煤电起步，为我国发电侧容量机制的建立“投石问路”。
1501号文出台以来，各省（区、市）陆续发布了落实煤电容量电价机制的通知，细化了容量电价机制执行和考核的相关要求，对政策予以有效落实。业内人士认为，煤电容量电价政策实施第一年最主要的目标是让政策平稳迈步、各方接受、顺利落地，目前来看，一年来终端用电价格和电力供需保持平稳，并在一定程度上稳定了煤电企业的经营和投资预期，基本达到了政策的预期目标。不过，1501号文解决的是我国电力市场容量机制“从无到有”的问题，伴随着我国电力市场建设与电力体制改革的推进，容量机制也将在实践中进一步丰富与完善。
终端电价保持平稳
容量电价对于终端电价的影响，在政策出台之初便为全社会之关切所在。彼时，国家发展改革委有关负责同志在答记者问时表示，“建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平是基本稳定的，特别是电量电价小幅下降，将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行。”这一判断与一年来的实际情况相符。
2024年，全国电力终端价格总体平稳，甚至略有下降。2023年全国33地（除西藏）电网企业代理平均购电价格为428.77元/兆瓦时，2024年全国电网企业代理平均购电价格为400.71元/兆瓦时。
终端电价下降的原因是多方面的。“煤电容量电价政策推出的时点‘恰到好处’，”大唐集团经营管理部交易管理处副经理郭寻分析道，“1501号文出台时，一来煤炭供需改善，主要流域来水恢复，电力供需基本面企稳，为政策的顺利执行提供良好环境；二来燃料价格处于下行区间，电量电价的下降使得整体电价保持了稳定，用户侧压力不是很明显。”
容量电价的出台将煤电的收入分为容量收入和电量收入两部分，在政策执行初期，为了稳定用户侧电价水平，价格主管部门采取了一些辅助措施，比如部分省份要求“电能量价格+容量电价”折价合计不超过基准价上浮20%，亦有部分省份要求按照容量电费度电折价降低中长期交易限价，因此，当前阶段，容量电价和电量电价在一定程度上显现出此消彼长的现象，不免让人认为“实际容量电费仍是发电侧零和游戏”。对此，业内人士分析，实施煤电容量电价的重点在于改变煤电的电价结构和收益模式，而非向煤电“输血”。2024年，在煤价下降，以及容量电价的支撑作用下，煤电企业利润企稳。不过，随着煤电功能转型的加快，以及煤电小时数的进一步下降，煤电仍然具有面临系统性风险的可能性。因此，煤电容量电价固定成本的回收比例也将动态调整，1501号文指出，2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。
长沙理工大学原副校长叶泽建议，在容量电价的执行中，需要设定煤电标准利用小时数，将实际煤电利用小时数低于标准利用小时产生的折算电量电价差，明确规定由工商业用户额外承担，且不在电量电价中扣除。建议近期按以上办法推动煤电容量电价与电量电价脱钩，远期将煤电容量电价纳入电力现货市场体系及其容量补偿机制中统筹解决。两种政策演变趋势的共同结果是运用电价结构的经济学原理，降低市场交易电量电价，促进电力市场交易。
在容量电价收益加持下，一些发电企业为了竞争更多电量或在一定程度上采取降低申报价格的市场策略。从国外典型电力市场运行情况来观察，引入容量机制后，引发市场竞争行为的变化也是一种必然现象。“这种现象有一定的合理性，但另一方面，要观察这种竞争行为的变化与政策初衷是否具有一致性，”中国社科院工业经济研究所研究员冯永晟分析道，“容量机制出台的初衷是通过给予市场主体一定的激励，使其保持充足的容量，从而保障电力系统的容量需求，如果过度的市场竞争导致一些能够提供容量的主体因为在电量市场中拿不到相应的份额，而挫伤了生存发展的可能性，那么政策效果有可能发生了偏离。”
跨省跨区容量电费成本分摊难点
在煤电容量电价的实施中，跨省跨区送电机组相应的容量电费如何分摊是实际执行中的一大难点。记者了解到，此类机组容量电费落实的主要矛盾在于发电、电网以及电力用户的权责问题未理顺，当前，跨省跨区煤电容量机制尚未实现省间与省内的有效衔接，造成经济责任的不明确，成本分摊存在较大争议。
1501号文针对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，按两类情况分别进行了规定。第一类是配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊；第二类是其他煤电机组，原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑送电省份外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。对未纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。
目前，不同类型的跨省跨区送电机组容量电费存在不同程度的落地难问题。配套机组一定程度可视作受端地区电源，对应的经济责任相对清晰，但仍然有部分机组容量电费难以结算。记者了解到，在实际操作过程中，机组出力认定与考核衔接机制的不完善、多省份间容量电费分摊的协商困难，以及调度信息与考核信息传递尚未实现互联互通等问题可能是此类机组容量电费落实的主要难点。
第二类机组是除配套煤电机组之外但同样纳入受电省电力电量平衡的煤电机组。与配套电源不同的是，这类煤电机组并非专门服务于一个或多个受电省，而是部分外送、部分支撑本地电力供应，因此需要由送受双方按照一定比例对容量电费进行分配。在这种情况下，仅依靠送电方和受电方协商达成一致意见存在一定的难度。
记者采访发电企业相关人士了解到，目前，跨省跨区送电的电价中并没有分别明确容量和电量的部分，送端地区认为容量电价并未体现出来，但对于受端地区而言，容量保障是谁提供的、如何量化，这些问题没有理清，因此，跨省跨区送电容量电费的支出及收取权责并不清晰。
“跨省跨区送电相当于一根联络线连接并改变了两个甚至多个电网之间的经济关系，发电企业的容量到底保了谁、如何区分量化各方的经济责任，这些问题尚未明晰。需要进一步理顺这些关系，跨省跨区送电的容量价格机制才会比较清楚。”郭寻表示。
跨省跨区煤电容量电价难以落实，与我国跨省跨区送电机制异常复杂的现状有关，这其中既存在历史原因，也存在技术原因。
郭寻表示，一是功能定位难以明确。跨省跨区送电兼具保送端消纳与保受端供应的作用，目前大部分地区还存在“外来电是富余电，就应该便宜”的刻板印象，因此也会对跨省区交易价格与容量电费支付存在争议。二是电量成分难以区分。“网对网”送电方式将所有类型的电力“海纳百川”式聚集后送出，难以分清具体的送电类型。同时，目前的跨省跨区送电主要是开展电量的分配，而不是分配通道或电源可用容量。
在全国统一电力市场建设的背景下，有效开展跨省跨区电力交易、推动电力资源更大范围流动将是 “全国统一大市场”核心要义的重要体现。“建设全国统一电力市场的前提，是要创造一个更广泛资源配置下的公平竞争的环境，其中各省容量电价的政策，会成为煤电投资和市场运营中要考虑的重要前置条件，如果一些省份在为其他省份承担额外的容量成本，那么市场竞争的公平性就会受到冲击，进而产生的深层次问题就是影响全国统一电力市场的建设。”冯永晟表示。
2022年2月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合出台《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号），该文件明确要求“落实跨省跨区交易与省内现货市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算，省间交易结果作为省间交易电量的结算依据。”这一要求为各类型省间交易或省间机制衔接提供了具有可行性的指导。2024年8月刊发于“电联新媒”的《基于跨省跨区交易的煤电容量机制再设计》一文基于129号文的指导思想，对优化跨省跨区容量形成机制提出两方面建议。一方面，基于129号文所提出的省间衔接思想理顺跨省跨区容量机制，卖方成交结果作为送端关口的省内负荷承担与省内用户一致的容量电价责任，买方成交结果作为受端关口电源获取与受端省内电源对等的顶峰容量收益。另一方面，逐步发展建立容量市场，以应对可再生能源快速发展可能导致的顶峰容量短缺。
容量机制的进一步深化
为了保障煤电容量电价实施效果，1501号文建立了考核机制，规定煤电机组如无法按照调度指令提供所申报的最大出力，将相应扣减容量电费。如月内发生两次，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%；如自然年内月度容量电费全部扣减的情况累计发生三次，则取消其获得容量电费的资格。在此基础上，各地区根据本地实际情况建立了煤电容量电费考核工作机制。
考核机制的建立，可有效激励机组提升设备可靠性，确保煤电机组按要求履行容量义务，从而保障电力供应。记者了解到，煤电容量电价实施以来，对煤电机组的动态性能要求总体趋严，发电企业加强机组管理，出力受阻的情况大幅减少。
不过，在当前容量电价的机制下，制定考核要求，机组按照调度的指令来做动作，只是建立了物理运行层面的规则，从经济层面来看，需要构建一套和系统物理运行需求激励相容的规则，通过经济手段引导机组自主做动作，从而更好地顺应当前煤电运行方式快速变化的现实。“通过考核来给与容量电费是一种相对简单的方式，但不一定是最有效的方式。当前容量电价的考核逻辑与电厂的实际运行强行绑定，留给电厂运行自主决策空间相对不足，因此，建议设计一套市场化的激励机制，让煤电机组主动响应价格信号和系统需求，而非被动应对僵化的考核。一个相对理想的方式是，把容量电价的支付和短期系统的运行需求结合起来，让机组能够主动满足调度在短期系统运行中对容量可用性、灵活性的需求，适应系统运行需要，并机制化地获得补偿激励。当然，这种机制需要综合竞争与规制两种手段的作用来形成。”冯永晟表示。
容量机制的演化和发展不仅需要纵向深化，也需要横向扩展。由于煤电是我国的主体电源，煤电容量电价的出台关联了各类电源，一方面是为了尽快调整我国新型电力系统装机结构、加快推动煤电机组的转型，另一方面也相当于以煤机为试点进行容量补偿机制的探索。在煤电容量电价已落地的基础上，需深入研究气电、核电、储能等电源品种容量电价机制。
“从市场公平的角度看，能够提供有效容量的电源都应当获取容量电费。因此建议在适当的时机对容量电价机制进行调整，完善系统整体的电价体系，以价格指导规划，提升投资效率，从而促进电力行业的有序竞争。”郭寻表示。
需要关注的是，许多能够提供容量的新型主体正在出现，尤其是新型储能领域中，技术处于快速更迭期，各类技术路线的探索和应用处于不同的周期，对于容量电价的给与需要考虑到对技术路线的潜在影响。“如果未来容量机制考虑到覆盖各类资源，就需要针对可靠性指标构建、拍卖机制设计等方方面面开展一整套规则的周密制定，从而更好地引导各类资源的规划与成长，避免出现容量市场的供需失衡，也避免抑制潜在新技术的出现。”冯永晟表示。
“随着电力市场建设的不断深化，和各种技术的不断进步，容量这一概念的内涵和外延也越来越丰富。由于各类资源提供的容量服务是千差万别的，因此在容量机制进一步深化的过程中，建议逐步细分容量产品，实现不同容量产品的分别定价。”华北电力大学现代电力研究院研究员陶文斌建议。
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