近日，国家发展改革委、国家能源局正式发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），明确自2024年1月1日起，我国建立煤电容量电价机制。煤电容量电价机制的实施，有利于推动煤电行业健康持续发展，维护电力系统安全可靠供应，促进能源绿色低碳转型，助力“双碳”目标实现。

适应现实需要，促进新能源发展

“容量电价”“两部制电价”……对于这些让许多人感到陌生的“新词”，在《通知》发布前举行的媒体通气会上，国家发展改革委有关负责人给出了专门的解读，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。目前，我国对煤电实行单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。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。

“我国建立煤电容量电价机制、对煤电实行两部制电价政策，是适应新能源快速发展，实现我国能源绿色低碳转型的现实需要。”国家能源集团技经院副主任柴玮的说法得到业内人士一致认同，从两方面展开了深入分析。

——国内新能源快速发展，迫切需要煤电更好发挥基础性支撑调节作用。

近年来，我国新能源快速发展，2022年我国新能源新增装机达1.2亿千瓦、新增发电量约2000亿千瓦时，均占全国新增发电总量的2/3左右。有市场机构测算，未来几年国内新能源装机规模还将快速增长。但伴随着发展步伐的加快，新能源发电不稳定的问题日益凸显。

华能集团能源院系统部主任陈大宇向记者举了一个典型案例，去年东北地区电力达到最大负荷的时候，由于空气静稳没有风，导致风电的出力只有它最大出力的3‰。“这样的情况在新能源发电中并非个例，像西北地区是我国主要的风电基地，每年都会出现连续3天以上无风的天气；而华中地区在梅雨季节会7天以上没光……这些天气因素会严重影响到当地的风电和光伏发电。”

“由于新能源发电具有间歇性和波动性，客观上需要更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。”国家发展改革委有关负责人表示，煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源，推动煤电加快向提供容量支撑保障和电量并重转型，对促进新能源进一步加快发展具有重要意义。

对于煤电的重要性，业内人士给予肯定。国家发展改革委市场与价格研究所研究员杨娟表示，大型、长周期的储能，目前还不具备为整个电力系统提供足够的支撑调节功能，因此仍需要发挥煤电的基础调节作用。

陈大宇从生产成本的角度进行分析，“根据测算，从解决一周电力调节问题的成本看，煤电是电化学储能的1/50。因此，即便不考虑重金属等环保因素，单从经济性来看，用煤电调节也是最经济的选择。”

——现行单一电量电价机制不能充分体现煤电的支撑调节价值。

“随着煤电转变经营发展模式，煤电机组越来越多时间‘备而不用’，通过单一电量电价难以完全回收成本。”国家发展改革委有关负责人表示，近年来出现行业预期不稳等现象，长此以往可能影响电力系统安全运行，并导致新能源利用率下降。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，从而稳定煤电行业预期，是保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源提供有力支撑，更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。

完善煤电容量电价机制 还需处理好三重关系

煤电容量电价机制的建立，是深化电价机制改革的一项重大举措，是建立新型电力系统下多维电价体系的关键一步。接下来，完善煤电容量电价机制，以及建立适应电力市场运行情况的发电侧容量电价机制，还需处理好以下关系：

一是支撑性容量和调节性容量的关系。煤电功能转型后，利用小时数下降导致电量电价不足以收回固定成本，故《通知》将煤电的支撑作用和调节能力在此次容量电价机制中予以了统筹考虑。需注意的是，调节性容量更加强调运行层面的响应速度、调节速率和响应精度等，尚未形成对事前付费的有效闭环管理。建议同步深化现货市场和辅助服务市场建设，必要时探索调节性容量市场机制，逐步形成独立的调节容量长期价格信号。

二是容量电价机制和中长期市场、现货市场的关系。《通知》考虑了与电能量市场的协同，提出现货市场连续运行的地方，可研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制；发电侧容量电价机制建立后，省内煤电机组不再执行煤电容量电价机制。建议结合现货市场建设进度和中长期、现货价格信号的变化，逐步研究包括燃气、核电、储能、需求响应等容量资源纳入容量电价的可行性，完善新型电力系统下的多维电价体系。

三是有效市场和有为政府的关系。现阶段，为了政策平稳起步和实操性，采用了电量电价通过市场化方式形成、容量电价根据实际情况合理确定并逐步调整的模式。《通知》提出积极跟踪煤电容量电价机制执行情况，密切监测煤炭、电力市场动态和价格变化。建议利用信息化手段监测终端电价变化趋势和煤电综合上网电价水平、收益率动态，充分考虑电力系统经济性对于规划的反馈影响作用。阶段性评估煤电容量电价实施效果，结合各类电源入市和各类容量资源纳入容量电价实行范围的进度，探索建立以系统需求为目标的容量功能需求体系，涵盖运行层面和远期支撑容量需求，推动通过市场化竞争方式采购系统所需容量资源，形成科学合理的市场化容量电价信号。相关部门应更多地以市场限价、容量需求规模等市场边界条件和关键参数为抓手，发挥宏观调控作用。

煤电容量电价机制 后续发展蕴新意

煤电容量电价机制将推动发电侧统一容量电价机制出台。此次出台的容量电价仅针对煤电，暂不涉及其他类型发电机组。虽然之前抽水蓄能和部分燃气发电机组已纳入容量电价管理体系，但其他类型的储能和一些能够提供顶峰容量的燃气机组并未纳入容量电价的范畴，所以，目前尚未建立面向所有可提供有效容量的容量电价体系。

考虑到煤电容量电价的基准性，煤电容量电价机制的出台将会推动发电侧统一容量电价机制出台。

煤电容量电价改变了电价结构。煤电容量电价的出台，将之前单一的电价结构进行了拆分，改为“电量电价+容量电价”；虽然明确规定容量电价向用户侧疏导和分摊，但不一定会推高用户用电成本和价格。首先，给予煤电容量补偿后，长期市场价格中固定成本回收的电能量将更多反映燃料成本，从而减少策略性报价，可能导致煤电电量价格下降。二是煤电价格是其他各类电源价格的基准，其电量价格的下降可能带动其他电源价格的下降。虽然终端电价总水平的涨跌存在不确定性，但考虑到煤电容量电价的疏导和分摊只涉及到工商业用户，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，可能导致工商业与居民之间电价的差距越来越大，交叉补贴越来越多。

煤电容量电价为容量市场建设奠定了基础。在主流发电容量成本回收机制中，容量市场是最具有市场特征的方式。它以竞争方式形成容量价格，并成为竞争性电力市场的重要组成部分。然而，容量市场的设计较为复杂，特别是对于容量需求的准确预测要求较高。相比之下，容量补偿机制是对发电企业的容量投资进行直接补偿，通过设定相对稳定的容量电价，为容量投资主体提供稳定预期，降低建设难度和风险，易于实施。我国出台的煤电容量电价属于容量补偿机制，通过行政方式确定，虽然能够保障容量价格的长期稳定，但也存在市场化程度不高的问题，因此被视为一项过渡性机制。随着我国市场化程度的不断提高，各类型机组相继入市，容量电价机制也将覆盖各类型机组。不同类型机组按照“同质同价”的原则公平竞争，使得容量价值更加符合系统需要，为后续竞争性容量市场的开设奠定坚实基础。

文章来源： 中国电力报，中阀企风采，中国发展网