11月10日，国家发改委、能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称“《通知》”），决定自2024年1月1日起执行煤电容量电价机制。

煤电容量电价机制的建立，对于煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，保障国家能源安全，助力“双碳”目标达成具有重要意义。

何谓煤电容量电价？煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本两大部分。目前，我国对煤电实行单一制电量电价，即煤电只有发电才能回收成本。新推出的两部制电价包括容量电价和电量电价，其中容量电价是为回收煤电机组固定成本而专门制定的电价。更通俗的解释，容量电价相当于“底薪”，即便煤电不工作也能获取稳定收入；电量电价则是“奖金提成”，根据发电量多少获取相应报酬。

何为“两部制”？

煤电行业的经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。现行的单一制电价体系中，煤电企业通过出售所发电量进行交易和结算，想要收回成本、获取更大收益，只能多发电。

电力市场成熟国家通常实行“两部制”电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。相比之下，我国现行的电量电价方式，并不能充分体现煤电在电力系统中的支撑、调节价值，不利于新能源大发展下煤电的角色定位转型。

《通知》明确，现有的单一制电价改完电量电价和容量电价“两部制”，电量电价“通过市场化方式形成”，容量电价水平则按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，“根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。”

其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；2024-2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；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%。

每年每千瓦330元是个什么概念呢？

以火电巨头华能国际为例，其拥有近1.3亿千瓦的煤电装机，容量电价一项每年可获得近430亿元的稳定收益。全国煤电装机总计逾13亿千瓦，容量电价一项，年支出4300亿元以上。13亿千瓦煤电年发电量4.9万亿度左右，4300亿元的容量电价相当于度电补贴8.8分钱。

那么，这么一大笔钱从哪里来？《通知》明确，“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”。也就是说，增加电费由工商业用户承担，不涉及居民和农业用户，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。

这是否意味着工商业电价将随之上涨？

发改委在答记者问时表示：“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，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。”

不管怎么样，容量电价对煤电行业是会带来实实在在的利好。在过去几年，煤电陷入了大面积亏损窘境，主要原因在于燃煤价格升高带来成本上升，而电价并不能随市场供需上涨。容量电价的出台，将让煤电企业的一部分收益“旱涝保收”，不受煤价上涨的影响。（见此前华夏能源网报道《容量电价改革今年要落地，煤电的“救命稻草”来了？》）

不过，如果仅将“两部制”电价的出台理解为中央补偿煤电，就过于表面了，这背后有更深远的谋划和考量。

适应新系统——

成本回收机制更合理

在“两部制”电价中，容量电价主要回收机组固定成本；电量电价主要回收机组变动成本。《通知》明确，为适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电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。

业内专家指出，现行单一制电价体系，并不能充分体现煤电在电力系统中的支撑、调节价值，更不利于新能源发展下煤电的定位与转型。

“当前，风光新能源发展迅速，装机快速增长，但由于其不稳定性，仍需大量煤电机组兜底保供。且使用的新能源越多，所需的煤电调峰能力就越强。与此同时，随着新能源装机容量的持续增长，在新能源大发期间，以及季节性用电低谷等淡季，煤电机组就会大量闲置，利用小时数越来越低已成趋势。”资深煤炭行业分析师李廷表示。

记者了解到的一组数据也反映了煤电机组的“窘境”。“煤电逐步从电量型电源向基础保障型和系统调节型电源转变，利用小时数明显下降，已由2015年的5000小时以上降低至2022年的4300小时，通过单一电量电价无法回收固定成本。”中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆指出。同时，近年来，受多重因素影响，煤电企业大面积亏损。据统计，今年上半年，国内主要发电集团亏损超过100亿元，亏损面达50.6%，严重影响煤电企业的可持续发展和电力安全稳定供应。

中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明指出，煤电保障系统发电充裕性的价值需要货币化体现。“在新能源发电占比逐渐提高的局面下，电量价值‘一家独大’的局面逐渐被电能量价值、调节价值、有效容量价值和环境价值‘四个支柱’所取代。这四个价值中，电能量价值可以通过电力中长期或现货市场得以实现货币化，调节价值可以通过辅助服务市场得以货币化实现，环境价值可以通过绿电、绿证甚至碳市场得以货币化实现，仅有容量价值尚未实现货币化体现，这也遏制了有效容量提供商的投资积极性。因此，建立电源有效容量价值的货币化体现途径十分必要，煤电应是优先选项。”

容量电价机制的推出，为煤电企业提供了保障。国网能源研究院财审所价格室主任张超认为，在“双碳”目标及能源转型下，降低煤电企业成本疏导风险，为煤电投资提供一定程度稳定的预期，进而保障中长期发电容量充裕性，有利于促进新能源消纳。此外，这也为电力多元价值定价提供了有益借鉴，为未来更多资源类型纳入容量回收、更多价值类型通过机制显性化定价积累了经验。

“容量电价机制提供了一种稳定的收入来源，有助于弥补机组低利用小时数所带来的损失。因此，煤电要加快柔性调度和灵活性提升，使其能够更好地适应清洁能源的波动，包括提高启停速度、支持部分负载运行、改进机组的调峰能力等。”中国矿业大学经济管理学院副教授王迪表示。

仍处改革初期——

未来应不断完善机制

“煤电企业分为几类，一类是有配套煤矿且产量足够用的煤电企业，一类是配套煤矿产量基本够用的煤电企业，另外一类是基本靠外购煤炭的煤电企业。要想获得竞争优势，拥有配套煤矿的煤电企业拥有了天然优势，他们可以根据市场的需要配套最适合的煤种，以便让机组与当地的电力市场特征相匹配。电价改革的核心是市场化，电价与煤价息息相关，现在的改革还在路上。”孙李平分析。

张津铭也指出，这次是我国的煤电容量电价机制首次出台，总体还处于这一机制发展初期阶段，后续仍有完善和进步空间。“政策出台后，争议最多的是成本疏导问题，这可能在落实中存在对政策理解不到位等阻力，建议要贯彻落实用户侧承担，避免政策变形，由其他市场主体变相分摊现象。”

因此，张超认为，要加快健全电能量市场价格监管制度。“容量电价为煤电企业提供了稳定回收一部分固定成本的途径。在合理的市场机制引导下，煤电企业参与电能量竞价时，应剔除这部分已确定疏导的成本后再进行市场报价。然而，我国电能量竞价市场发展尚属于初期，部分地区发电厂商集中度较大，因此无论是中长期市场还是现货市场，均需通过完善竞价规则、加强价格波动监管等措施，避免发电合谋，重复回收成本、攫取超额收益。”

尹明建议，要重视建立计算容量电价的煤电机组固定成本标准的评价体系和滚动修订机制，确保容量电价标准能更好反映煤电行业的盈亏情况；还要重视建立煤电功能转型程度相关评价体系，确保煤电容量电价机制实施与煤电功能转型相匹配。

与此同时，在得到容量电价的同时，煤电企业也应按要求履行容量义务。王迪认为，“一些煤电机组应加快‘三改联动’，通过加强新装备、新技术研发和试验示范工作进一步提升其灵活性和调节能力，以适应煤电容量电价机制；同时，要加快技术改进和设备升级，提高煤电机组的发电效率，降低单位发电成本，这不仅能增加机组在市场上的竞争力，也符合政府对能效的要求；此外，目前煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，煤电机组应进一步根据市场电价和政策信号来优化发电计划，灵活调整发电时段。”

文章来源： ​中国能源报，华夏能源网，光明网