为贯彻落实党中央、国务院关于加快构建新型电力系统的决策部署，更好保障电力安全稳定供应，推动新能源加快发展和能源绿色低碳转型，近日国家发展改革委、国家能源局联合印发《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《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。煤电容量电价机制的建立，有利于推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型，标志着新型电力系统中体现电力多元价值的价格体系正在逐渐建立。
来源：电联新媒 作者：曾鸣 王永利
为什么建立煤电容量电价机制
（一）发挥煤电基础性支撑调节作用，推动能源绿色低碳转型。
一直以来，煤电机组是我国大部分地区的基础保障性电源，提供了60%以上的电能量供应。在“双碳”目标背景下，随着我国能源绿色低碳转型的逐步深化，新能源装机和发电量占比稳步提升，煤电机组利用小时数下降趋势明显，煤电机组正逐步向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型，集中反映在年发电利用小时数的下降和机组运行方式的改变。容量电价机制体现煤电机组提供系统可用容量价值，在价格形成机制上反映煤电机组功能转型，提高电力系统调节能力，保障电力系统长期容量充裕性，促进清洁能源消纳，推动能源绿色低碳转型。
（二）满足新型电力系统建设快速推进的需要，持续完善市场价格体系。
由于电力产品的特殊性，如实时平衡需求、缺乏大规模经济储存和缺乏需求弹性等，电力市场无法自发形成有序运转和公平合理的价格体系。因此，政府需要采取必要措施来确保电力市场竞争充分，价格形成合理，电力供应可靠。
在我国，电力市场建设正在稳步推进。电力现货市场采用系统、区域或节点短期边际成本定价机制，这种机制能够有效激励发电企业，根据其发电变动成本报价实现经济调度，促进电力系统的低碳和经济运行。然而，这种机制并不能完全解决煤电机组固定成本回收的问题。因此，建立煤电容量电价机制，通过容量电价回收部分或全部固定成本，具有重要的现实意义。这样的举措可以充分发挥政府定价的作用，填补我国电力市场体系中容量机制设计的空白，建立覆盖我国主要有效容量来源的容量机制，满足我国健全多层次电力市场体系的需求。
（三）地方容量机制的优化与拓展，各国低碳转型“殊途同归”的选择。
之前，山东、云南等省份已开展煤电容量电价的探索。2020年，山东发布《山东省电力现货市场交易规则（试行）》，提出以容量补偿方式回收发电机组固定成本，补偿标准0.0991元/千瓦时，补偿费用的来源为用户侧支付的容量补偿电价。2022年12月，云南省发改委发布《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》，规定煤电企业最大发电能力和最小发电能力之间的可调节空间参与调节容量市场交易，并按照各类电源、用户对调节能力和系统容量的不同需求，差异化分摊调节容量成本。随着全球能源低碳转型脚步的加快，欧美等成熟电力市场认识到，容量机制有利于加强电力系统可靠性。2023年10月，美国PJM提交了容量市场改革提案，保证容量充裕性，以面对越来越严重的极端天气与发电结构的不断变化，同时欧盟认为容量机制在能源转型过程中发挥了重要作用，同意延长容量机制至2028年12月。因此，容量电价机制的出台既是我国地方容量机制的优化与拓展，也是各国低碳转型“殊途同归”的选择。
煤电容量电价机制的主要内容
（一）明确容量电价补偿范围，执行统一机组固定成本。
《通知》明确容量电价实施范围为合规在运的公用煤电机组，燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及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。上述适用范围完全契合容量电价的本质，即容量电价是针对在电力系统中能够提供有效容量的电源，得到容量电价就意味着需要按要求履行容量义务。
同时《通知》明确用于计算容量电价的煤电机组固定成本主要包括折旧费、财务费、人工费、修理费等，实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。这样安排，一方面煤电机组固定成本地区差异总体较小，不同类型机组之间差异也有限，具备全国实行统一标准的基础，较好地统筹了可操作性和实际情况；另一方面也充分体现了价格上限管制的思想，特别是百万千瓦级先进煤电机组固定成本略低于全国统一标准，单位煤耗大幅降低，发电效益相对更高，可激励市场主体自主优化扩建技术方案，降低建设运营成本，树立了煤电发展新标杆。
（二）回收比例兼顾时空差异，因地制宜确定容量补偿。
《通知》分别规定了不同比例的容量电价。2024—2025年对云南、四川、河南、重庆、青海、广西、湖南等7个转型速度较快的地区，按照50%容量电价（165元/千瓦）执行，2026年起容量电价回收固定成本的比例不低于70%；对于其他地区，则按照30%容量电价水平（100元/千瓦）执行，2026年通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%。《通知》以多数地区30%回收比例起步、先行建立容量电价机制，有利于充分释放政策信号，给相关煤电主体吃下“定心丸”，稳定煤电行业发展预期，实施过程中逐步向50%比例过渡衔接，以时间换取空间、确保政策实施效果。
通过充分考虑新型能源体系中各地煤电机组转型进度的客观情况，同时又兼顾各地差异化实际情况，因地制宜提出现阶段各地不同的容量电价，建立全国统一的容量电价标准，有利于初期政策落地和执行到位。
（三）按照“谁受益、谁承担”原则，明确分摊、扣减和退出机制。
《通知》指出，煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。全体工商业用户作为电力的最终消费者承担容量电费，体现了煤电容量电价是为整个电力系统提供长期、稳定电力供应，以及激励和引导有效容量投资而建立的，为将来更好统一、合理疏导各类型电源的容量电价奠定了非常好的基础。
《通知》指出对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，其容量电费按受电省标准确定，并由受电省用户承担，若涉及多个送电方向，那么可按照分电比例或送电容量比例分摊；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，它不是专门为一个或多个受电省提供电力电量供应的，而是部分外送、部分支撑本地电力供应，需要由送受双方按照一定比例对容量进行分配。因此对跨省跨区煤电机组实施容量电价，相当于“锁定”了煤电机组的这部分容量，未来在签订跨省跨区中长期合约时，不仅需要明确电量、电价，受电省也应当按照容量电价分摊情况，约定高峰时段电力保障要求，进一步理顺跨省跨区送电机制、规范跨省跨区送电中长期合约。
《通知》明确，煤电机组如无法按照调度指令提供所申报的最大出力情况，其容量电费将根据不同情况扣减。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。考核机制的建立，有效遏制了煤电企业获得容量电费后可能出现的“躺平”现象，将有利于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。
煤电容量电价机制的前进方向
（一）建立涵盖各类型电源的容量市场机制
从国际经验来看，容量成本回收机制主要有几种形式：容量市场、稀缺电价、容量补偿机制、战略备用。其中，容量市场是最具有市场化特征的方式，但市场设计较为复杂，特别是对于容量需求确定的预测准确性要求比较高；容量补偿机制建设难度和风险较低，容易实施；稀缺电价由于需要对批发市场的电价有较高的承受能力，且价格波动风险较大，不适用于我国；战略备用机制未来可根据应急备用容量的需求单独设计。综上，现阶段我国在《通知》中提出采用较为稳妥的容量电价方式确定煤电回收的固定成本，我国电力市场体系实现了闭环，市场体系愈发完整，未来通过建立容量市场，涵盖各类型电源的、以科学的方式确定容量需求、以更加市场化的方式确定容量电价将是必然趋势。
（二）建立考虑煤电利用小时的精细化补偿比例
合理确定容量电价回收固定成本比例是容量电价方案设计的关键一环。定的低了，可能对煤电机组补偿力度不够，难以有效激励煤电机组投资扩建；定的高了，煤电机组在电能量市场中的报价会显著下降，拉低核电、水电等未出台容量电价机制电源品类的价格，影响其平稳健康运行。同时，各地煤电机组年发电利用小时数存在较大差异，煤电机组功能转型进程不一，不宜“一刀切”确定容量电价水平。因此，未来在进一步确定煤电容量电价回收固定成本比例时，需要考虑煤电的细分特性、煤电利用小时等个体差异以及单个机组的技术运行特点，建立更加符合各地煤电实际情况的分类分档精细化补偿比例，进一步加快煤电实现功能转型。
（三）建立应急备用煤电机组容量电价机制
各地电力系统对支撑调节能力需求不同，煤电功能转型进度差异也较大。有的地方水电、新能源等可再生能源比重较大，煤电主要发挥支撑调节作用；有的地方煤电则仍是主力电源，在提供电力和电量方面都是“顶梁柱”。为应对未来新能源发电高比例接入电力系统后可能频繁出现的“晚峰无光”“极热无风”等问题，国家应积极推进应急备用电源能力建设，引导退役或临近退役煤电机组“退而不拆”转为应急备用，在运行方式和成本构成上有别于常规煤电机组，需配套建立应急备用煤电机组容量电价机制，进一步明确应急备用煤电机组通过容量电价回收的固定成本比例，保障煤电机组稳妥有序退出。煤电容量电价机制与应急备用煤电机组容量电价机制应协同配合，从根本上解决煤电行业转型问题。
（四）统筹各环节调节性资源，明确煤电机组有效补偿方案
在全国统一大市场发展背景下，以市场化手段激励我国能源系统各环节资源进行互动成为了现实，煤电不再是唯一的安全性保障资源。因此，在开展煤电容量补偿的同时，还需要统筹考虑各环节调节性资源，分析各类资源的有效性与可靠性，以调节需求为核心明确煤电机组安全保障刚性需求量，针对高能效、灵活性机组设定有针对性的补偿方案，避免全国“一刀切”。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于华北电力大学能源互联网研究中心。
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