近日，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，提出为了适应煤电功能转型的需要，建立煤电两部制电价机制。通过电量电价灵敏反映电力供需和燃料成本变化，而容量电价则体现了煤电容量支撑调节的价值。这是“十四五”时期深化价格机制改革、推动有为政府和有效市场更好结合的又一重要举措。该举措有利于推动煤电转变经营发展模式，发挥支撑调节作用，更好地保障电力安全稳定供应。

国内煤电容量电价机制

近日，为加快构建新型电力系统，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，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》，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。

通知提出，为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，决定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，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，更好保障电力系统安全运行。

通知明确，对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。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年至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%。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。

煤电容量电价机制的重要意义

容量电价机制适时建立，将成为稳定“能源不可能三角”中的重要一环，对于促进新能源发展和能源绿色低碳转型具有重要意义。

一是改善电力供需形势。容量电价机制是以提升系统有效容量充裕度为目的，对煤电机组固定成本进行一定比例的补偿。一方面，对于存量煤电机组而言，在系统供需紧张时段，提供的顶峰能力越多，获得的补偿也越多，激励存量机组通过技术改造、优化运行方式等各种手段，尽可能地提升自身出力能力，保证电力系统短时内的供需平衡。另一方面，对于增量机组而言，由于新增煤电投资的固定成本可以得到一定比例的回收，煤电收益不再受制于利用小时数，减少了能源结构转型引发的煤电利用小时数降低对煤电盈利能力的冲击，煤电的经营稳健性大幅提升，能够有效激励煤电机组的投资，保证了电力系统在长周期内有效容量的充裕性，提升电力能源的供应能力，极大改善时段性电力供需紧张形势。

二是助力能源结构转型。大力发展新能源是推动能源结构转型、建设新型电力系统的必由之路，但是新能源比例过高的电力系统出力特性无法与用户侧负荷曲线相匹配，必须搭配足够多的调节性电源。从资源禀赋层面来讲，煤炭资源仍然是我国未来长时间的主力一次能源，因此，“新能源+煤电”的搭配也注定是我国能源结构的转变方向。随着新能源的大力发展，其装机比例已经超过半数，已经完成了能源结构转型的前期工作，接下来就需要通过容量电价甚至未来容量市场来促进煤电机组的发展，市场调节新能源、火电装机到合适的比例，促进电力能源行业的高质量发展。

三是体现能源安全价值。可靠、绿色、经济在业内被称为“能源不可能三角”，要想做到三者兼顾，实现“既要、又要、还要”，确实存在实际困难。最好的办法是找到一条平衡之道，将三者折算成同一单位，通过不断优化，实现帕累托最优状态。容量电价机制算是一条平衡之道。对电力系统而言，保证用户用电稳定就代表了系统安全可靠，而系统安全可靠需要足够的有效容量，因此，用户付出的容量电费就是系统的安全成本，也可称为系统的安全价值。在满足系统安全可靠的同时，运用煤电的调节功能，促进新能源的消纳，实现能源绿色供应。

国内外对比分析

目前我国采用集中式电力市场，与美国电力市场较为类似，故以美国较为成熟的PJM容量市场为例。PJM容量市场的主要交易模型为可靠性定价模型，包括1个基本拍卖市场、3个追加拍卖市场和1个双边市场。基本拍卖市场提前3年举行，PJM根据对3年后的负荷预测，组织容量拥有者竞价，以满足电网3年后的机组容量需求，购买容量的费用根据规则分摊给负荷服务商。追加拍卖市场和双边市场主要用于在基本拍卖至执行的三年内，补充无法执行的容量并允许市场主体间进行容量转让。

容量市场购买的是顶峰容量的充裕性。在美国PJM容量市场中，PJM区域外的资源供应商可自愿参与PJM容量市场，如果选择参与则需要满足PJM电力市场手册和协议的要求，在PJM市场中注册并与PJM市场有物理连接、能够在市场中提供有效容量。PJM区域外的负荷如果要参与PJM容量市场，需要由PJM负荷服务商提供服务，并纳入PJM电力市场的负荷预测和运行。

由于美国电力系统主要由交流电网组成，远程直流送电较少，容量市场依托区域内交流电网进行调度和服务，跨区域发用电也仅在临近区域开展。所以，在PJM容量市场中，无论是跨区域发电还是用电，均需要市场主体以参与PJM电力市场为基本前提，并在PJM市场中可调度、可服务，才能参与PJM容量市场，获得容量电费收入，不符合任何条件之一无法获得容量电费。

对比我国煤电容量电价机制和美国PJM电力容量市场的跨网（市场）容量政策，美国PJM容量市场以电能量市场调度为基准，仅允许参与其电能量市场的市场主体参与容量市场，将容量视为电能量的附属产品；同时根据电能量市场能够控制和调度的范围，以实际调度能力为标准界定参与容量市场的市场主体。

由于电力现货市场尚未在全国建立，我国容量电价政策中，对跨省区机组的容量电费机制与美国容量市场运行机制存在一定不同。一方面，我国容量电价政策未以电能量市场（现货市场）为基准，跨省区外送电量主要通过政府间协议签订电量合约，作为省内电能量市场的出清边界，不参与省内电能量市场，无法直接为省内提供随时可调度容量。

另一方面，我国跨省跨区机组容量未明确送端、受端省份的平衡关系，在调度该容量时，需要送受两端调度进行即时协商，将导致两端均无法快速使用跨省跨区机组的容量，导致给予的容量电费存在无法获得应有可用容量的可能，所以通知中设置了考核条款。

此外，目前容量电价政策中，网对网外送机组（非独立控制区）容量电价规定，原则上执行送电省份容量电价，由送受两端协商分摊容量电费，未将容量电费分摊与电能量市场的参与情况相关联。由于在多数非供需紧张时段送端价格协商效率很低，且执行送端容量电价，容量电费费用可能多数由送端省份承担，将影响送受两端工商业用户支付容量电费的公平性。

我国系统运行费支付政策的建议

我国远程送电电量占比较大，对送受两端电力供需平衡均起到较为重要的作用。为增强容量电费政策的公平性、保障跨省区外送机组成本回收能力，建议明确跨省区机组平衡关系归属，落实跨省区机组容量费用的合理分摊。同时，由于容量电价补偿与辅助服务市场费用作为系统运行费用，两者的支付机制较为类似，故辅助服务费用也应按照与容量电费相似的逻辑，明确平衡关系并合理分摊相关费用。

一方面，要明确跨省区机组在送受两端的平衡关系归属。目前非配套电源的跨省区机组仅根据政府间协议将电能量送出，随着跨省区容量电费机制的出台和辅助服务市场的发展，机组容量及辅助服务的平衡关系亟需明确。按照美国PJM市场设计原理，容量和辅助服务市场为电能量市场的附属产品，应随电能量的送出将该部分电能量相关的平衡决定权给予受端省份，并要求受端省份为该部分电能量所附带的容量及辅助服务付费，避免送受两端由于紧张时段平衡关系不明确导致在容量及辅助服务市场中权责不对等的情况。

另一方面，要落实跨省区机组系统运行费用的合理分摊。由于省内电力系统以交流电网为主，即使直流配套电源与当地也有交流连接（相当于“点对网”交易、“网对网”送电，仍是送端交流电力系统的一部分），电量上送端交流网后无法区分每度电的生产者，跨省区机组在外送关口上取出的电量，自然无法确定其外送的每一度电能量是否为本机组产生的电量，相当于外送过程中会将全网内的电量送出（雪碧加红酒是不能只喝酒不喝雪碧的），在送出关口取出外送电量的同时外送电表现出了和用户相同的行为特性（从电网的“池子”里抽水）。那么，外送机组的送出电量就应该在送端省份作为用户主体参与容量和辅助服务费用分摊，承担送端电网的“用户”责任（送端有效容量和辅助服务是系统产品为“当地用户+外送电量”服务）；扮演“用户”并不影响外送电源在送端省份作为发电主体参与容量和辅助服务市场并获得补偿。送端省份在制定送出电量的电能量价格时，应将系统运行成本涵盖入电能量价格中，间接将该成本转嫁至受端省份工商业承担，平衡送受两端系统运行的责任与补偿。

目前，我国已出台煤电容量电价政策，通过定价方式反映了煤电机组的容量价值，开启了向容量市场迈进的步伐。针对跨省跨区煤电机组的容量电费分摊方式，《通知》中也做出了初步的要求。

通知关于外送受电容量电费的规定，可在落实过程中对比较为成熟的美国PJM容量市场机制，跨省跨区煤电机组对应容量电费及与其相类似的辅助服务费收取支付，应以电能量市场平衡关系为基准，通过明确跨省区机组在送受两端的平衡关系归属，以外送受电量为“摆渡舟”，落实跨省区机组系统运行费用在送受两端工商业用户的合理分摊，推动电力市场化改革，完善我国新型电力系统建设。

文章来源： 能源新媒，人民日报，电联新媒