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為貫徹落實黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)的決策部署，更好保障電力安全穩(wěn)定供應，推動新能源加快發(fā)展和能源綠色低碳轉(zhuǎn)型，近日國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2023〕1501號）（以下簡稱《通知》），決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策。煤電容量電價機制的建立，有利于推動煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重為主轉(zhuǎn)型，標志著新型電力系統(tǒng)中體現(xiàn)電力多元價值的價格體系正在逐漸建立。

為什么建立煤電容量電價機制

（一）發(fā)揮煤電基礎性支撐調(diào)節(jié)作用，推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。

一直以來，煤電機組是我國大部分地區(qū)的基礎保障性電源，提供了60%以上的電能量供應。在“雙碳”目標背景下，隨著我國能源綠色低碳轉(zhuǎn)型的逐步深化，新能源裝機和發(fā)電量占比穩(wěn)步提升，煤電機組利用小時數(shù)下降趨勢明顯，煤電機組正逐步向基礎保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重為主轉(zhuǎn)型，集中反映在年發(fā)電利用小時數(shù)的下降和機組運行方式的改變。容量電價機制體現(xiàn)煤電機組提供系統(tǒng)可用容量價值，在價格形成機制上反映煤電機組功能轉(zhuǎn)型，提高電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，保障電力系統(tǒng)長期容量充裕性，促進清潔能源消納，推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。

（二）滿足新型電力系統(tǒng)建設快速推進的需要，持續(xù)完善市場價格體系。

由于電力產(chǎn)品的特殊性，如實時平衡需求、缺乏大規(guī)模經(jīng)濟儲存和缺乏需求彈性等，電力市場無法自發(fā)形成有序運轉(zhuǎn)和公平合理的價格體系。因此，政府需要采取必要措施來確保電力市場競爭充分，價格形成合理，電力供應可靠。

在我國，電力市場建設正在穩(wěn)步推進。電力現(xiàn)貨市場采用系統(tǒng)、區(qū)域或節(jié)點短期邊際成本定價機制，這種機制能夠有效激勵發(fā)電企業(yè)，根據(jù)其發(fā)電變動成本報價實現(xiàn)經(jīng)濟調(diào)度，促進電力系統(tǒng)的低碳和經(jīng)濟運行。然而，這種機制并不能完全解決煤電機組固定成本回收的問題。因此，建立煤電容量電價機制，通過容量電價回收部分或全部固定成本，具有重要的現(xiàn)實意義。這樣的舉措可以充分發(fā)揮政府定價的作用，填補我國電力市場體系中容量機制設計的空白，建立覆蓋我國主要有效容量來源的容量機制，滿足我國健全多層次電力市場體系的需求。

（三）地方容量機制的優(yōu)化與拓展，各國低碳轉(zhuǎn)型“殊途同歸”的選擇。

之前，山東、云南等省份已開展煤電容量電價的探索。2020年，山東發(fā)布《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）》，提出以容量補償方式回收發(fā)電機組固定成本，補償標準0.0991元/千瓦時，補償費用的來源為用戶側(cè)支付的容量補償電價。2022年12月，云南省發(fā)改委發(fā)布《云南省燃煤發(fā)電市場化改革實施方案（試行）》，規(guī)定煤電企業(yè)最大發(fā)電能力和最小發(fā)電能力之間的可調(diào)節(jié)空間參與調(diào)節(jié)容量市場交易，并按照各類電源、用戶對調(diào)節(jié)能力和系統(tǒng)容量的不同需求，差異化分攤調(diào)節(jié)容量成本。隨著全球能源低碳轉(zhuǎn)型腳步的加快，歐美等成熟電力市場認識到，容量機制有利于加強電力系統(tǒng)可靠性。2023年10月，美國PJM提交了容量市場改革提案，保證容量充裕性，以面對越來越嚴重的極端天氣與發(fā)電結(jié)構的不斷變化，同時歐盟認為容量機制在能源轉(zhuǎn)型過程中發(fā)揮了重要作用，同意延長容量機制至2028年12月。因此，容量電價機制的出臺既是我國地方容量機制的優(yōu)化與拓展，也是各國低碳轉(zhuǎn)型“殊途同歸”的選擇。

煤電容量電價機制的主要內(nèi)容

（一）明確容量電價補償范圍，執(zhí)行統(tǒng)一機組固定成本。

《通知》明確容量電價實施范圍為合規(guī)在運的公用煤電機組，燃煤自備電廠、不符合國家規(guī)劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環(huán)保和靈活調(diào)節(jié)能力等要求的煤電機組，不執(zhí)行容量電價機制。上述適用范圍完全契合容量電價的本質(zhì)，即容量電價是針對在電力系統(tǒng)中能夠提供有效容量的電源，得到容量電價就意味著需要按要求履行容量義務。

同時《通知》明確用于計算容量電價的煤電機組固定成本主要包括折舊費、財務費、人工費、修理費等，實行全國統(tǒng)一標準，為每年每千瓦330元。這樣安排，一方面煤電機組固定成本地區(qū)差異總體較小，不同類型機組之間差異也有限，具備全國實行統(tǒng)一標準的基礎，較好地統(tǒng)籌了可操作性和實際情況；另一方面也充分體現(xiàn)了價格上限管制的思想，特別是百萬千瓦級先進煤電機組固定成本略低于全國統(tǒng)一標準，單位煤耗大幅降低，發(fā)電效益相對更高，可激勵市場主體自主優(yōu)化擴建技術方案，降低建設運營成本，樹立了煤電發(fā)展新標桿。

（二）回收比例兼顧時空差異，因地制宜確定容量補償。

《通知》分別規(guī)定了不同比例的容量電價。2024—2025年對云南、四川、河南、重慶、青海、廣西、湖南等7個轉(zhuǎn)型速度較快的地區(qū)，按照50%容量電價（165元/千瓦）執(zhí)行，2026年起容量電價回收固定成本的比例不低于70%；對于其他地區(qū)，則按照30%容量電價水平（100元/千瓦）執(zhí)行，2026年通過容量電價回收固定成本的比例不低于50%。《通知》以多數(shù)地區(qū)30%回收比例起步、先行建立容量電價機制，有利于充分釋放政策信號，給相關煤電主體吃下“定心丸”，穩(wěn)定煤電行業(yè)發(fā)展預期，實施過程中逐步向50%比例過渡銜接，以時間換取空間、確保政策實施效果。

通過充分考慮新型能源體系中各地煤電機組轉(zhuǎn)型進度的客觀情況，同時又兼顧各地差異化實際情況，因地制宜提出現(xiàn)階段各地不同的容量電價，建立全國統(tǒng)一的容量電價標準，有利于初期政策落地和執(zhí)行到位。

（三）按照“誰受益、誰承擔”原則，明確分攤、扣減和退出機制。

《通知》指出，煤電機組可獲得的容量電費，根據(jù)當?shù)孛弘娙萘侩妰r和機組申報的最大出力確定，煤電機組分月申報，電網(wǎng)企業(yè)按月結(jié)算。新建煤電機組自投運次月起執(zhí)行煤電容量電價機制。各地煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，每月由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤，由電網(wǎng)企業(yè)按月發(fā)布、滾動清算。全體工商業(yè)用戶作為電力的最終消費者承擔容量電費，體現(xiàn)了煤電容量電價是為整個電力系統(tǒng)提供長期、穩(wěn)定電力供應，以及激勵和引導有效容量投資而建立的，為將來更好統(tǒng)一、合理疏導各類型電源的容量電價奠定了非常好的基礎。

《通知》指出對納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區(qū)外送煤電機組，其容量電費按受電省標準確定，并由受電省用戶承擔，若涉及多個送電方向，那么可按照分電比例或送電容量比例分攤；除配套煤電機組之外但同樣納入受電省電力電量平衡的煤電機組，它不是專門為一個或多個受電省提供電力電量供應的，而是部分外送、部分支撐本地電力供應，需要由送受雙方按照一定比例對容量進行分配。因此對跨省跨區(qū)煤電機組實施容量電價，相當于“鎖定”了煤電機組的這部分容量，未來在簽訂跨省跨區(qū)中長期合約時，不僅需要明確電量、電價，受電省也應當按照容量電價分攤情況，約定高峰時段電力保障要求，進一步理順跨省跨區(qū)送電機制、規(guī)范跨省跨區(qū)送電中長期合約。

《通知》明確，煤電機組如無法按照調(diào)度指令提供所申報的最大出力情況，其容量電費將根據(jù)不同情況扣減。對自然年內(nèi)月容量電費全部扣減累計發(fā)生三次的煤電機組，取消其獲取容量電費的資格?？己藱C制的建立，有效遏制了煤電企業(yè)獲得容量電費后可能出現(xiàn)的“躺平”現(xiàn)象，將有利于激勵機組提升設備可靠性，確保煤電機組按要求履行容量義務，從而保障電力供應。

煤電容量電價機制的前進方向

（一）建立涵蓋各類型電源的容量市場機制

從國際經(jīng)驗來看，容量成本回收機制主要有幾種形式：容量市場、稀缺電價、容量補償機制、戰(zhàn)略備用。其中，容量市場是最具有市場化特征的方式，但市場設計較為復雜，特別是對于容量需求確定的預測準確性要求比較高；容量補償機制建設難度和風險較低，容易實施；稀缺電價由于需要對批發(fā)市場的電價有較高的承受能力，且價格波動風險較大，不適用于我國；戰(zhàn)略備用機制未來可根據(jù)應急備用容量的需求單獨設計。綜上，現(xiàn)階段我國在《通知》中提出采用較為穩(wěn)妥的容量電價方式確定煤電回收的固定成本，我國電力市場體系實現(xiàn)了閉環(huán)，市場體系愈發(fā)完整，未來通過建立容量市場，涵蓋各類型電源的、以科學的方式確定容量需求、以更加市場化的方式確定容量電價將是必然趨勢。

（二）建立考慮煤電利用小時的精細化補償比例

合理確定容量電價回收固定成本比例是容量電價方案設計的關鍵一環(huán)。定的低了，可能對煤電機組補償力度不夠，難以有效激勵煤電機組投資擴建；定的高了，煤電機組在電能量市場中的報價會顯著下降，拉低核電、水電等未出臺容量電價機制電源品類的價格，影響其平穩(wěn)健康運行。同時，各地煤電機組年發(fā)電利用小時數(shù)存在較大差異，煤電機組功能轉(zhuǎn)型進程不一，不宜“一刀切”確定容量電價水平。因此，未來在進一步確定煤電容量電價回收固定成本比例時，需要考慮煤電的細分特性、煤電利用小時等個體差異以及單個機組的技術運行特點，建立更加符合各地煤電實際情況的分類分檔精細化補償比例，進一步加快煤電實現(xiàn)功能轉(zhuǎn)型。

（三）建立應急備用煤電機組容量電價機制

各地電力系統(tǒng)對支撐調(diào)節(jié)能力需求不同，煤電功能轉(zhuǎn)型進度差異也較大。有的地方水電、新能源等可再生能源比重較大，煤電主要發(fā)揮支撐調(diào)節(jié)作用；有的地方煤電則仍是主力電源，在提供電力和電量方面都是“頂梁柱”。為應對未來新能源發(fā)電高比例接入電力系統(tǒng)后可能頻繁出現(xiàn)的“晚峰無光”“極熱無風”等問題，國家應積極推進應急備用電源能力建設，引導退役或臨近退役煤電機組“退而不拆”轉(zhuǎn)為應急備用，在運行方式和成本構成上有別于常規(guī)煤電機組，需配套建立應急備用煤電機組容量電價機制，進一步明確應急備用煤電機組通過容量電價回收的固定成本比例，保障煤電機組穩(wěn)妥有序退出。煤電容量電價機制與應急備用煤電機組容量電價機制應協(xié)同配合，從根本上解決煤電行業(yè)轉(zhuǎn)型問題。

（四）統(tǒng)籌各環(huán)節(jié)調(diào)節(jié)性資源，明確煤電機組有效補償方案

在全國統(tǒng)一大市場發(fā)展背景下，以市場化手段激勵我國能源系統(tǒng)各環(huán)節(jié)資源進行互動成為了現(xiàn)實，煤電不再是唯一的安全性保障資源。因此，在開展煤電容量補償?shù)耐瑫r，還需要統(tǒng)籌考慮各環(huán)節(jié)調(diào)節(jié)性資源，分析各類資源的有效性與可靠性，以調(diào)節(jié)需求為核心明確煤電機組安全保障剛性需求量，針對高能效、靈活性機組設定有針對性的補償方案，避免全國“一刀切”。