政策解读 | 陈大宇：一项具有里程碑意义的电价改革举措——简评建立煤电容量电价机制

11月10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》（以下简称《通知》），煤电容量电价机制的出台标志着燃煤发电功能转型速度加快、电价管理机制主动与市场化改革方向相衔接、适应新型电力系统的定价机制初具雏形，具有电价改革里程碑意义，表明未来燃煤发电的发展不再以利用小时的多少作为过剩或紧缺的判断依据，而是主要跟随最大负荷的变化而变化。《通知》具有“重机制、推市场、利探索”三大特点。展望未来，随着各地电力现货市场建设加速，可行的市场化容量补偿机制已经初露端倪。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：陈大宇）

一、改革意义影响深远

电力作为集中排碳的工业行业，减少碳排放、加快绿色转型是实现“双碳”目标的必须措施，但是需要看到的是，减排放等于减燃煤、减利用小时，但是不等于燃煤装机减容量。在目前的能源转换技术水平下，燃煤发电是我国电力保供的基石，不但容量不会减少，反而会随着最大负荷的增长而增长。近几年，新能源的快速发展倒逼燃煤发电利用小时下降、功能转型，需要相应建立新的成本回收机制，以解除燃煤发电的后顾之忧，加快燃煤发电功能转型。燃煤发电作为我国绝大部分有效容量的唯一可行来源，建立健全覆盖绝大部分有效容量的完整价格形成机制，对填补我国电力市场体系建设空白具有积极作用。同时，将原有的电能价格进行细分，能够推动新型电力系统多种新业态、新技术发展。《通知》的出台，满足了以下三个方面的需要。

一是满足燃煤发电功能转型的需要。中国从“碳达峰”到“碳中和”的时间只有30年左右，与发达国家相比时间大大缩短，面临巨大挑战。“双碳”目标提出伊始，个别冒进地区陷入运动式“减碳”的误区，燃煤发电“新的不建、旧的关停”，导致应对极端天气有效容量充裕性不足，付出了一定代价。保持有效容量充裕性，就需要保持燃煤发电容量的合理发展速度，但是电力行业绿色转型决定了燃煤发电利用小时数不断下降，“增电力、减电量”演进趋势明显：煤电主要任务由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，甚至部分地区可能出现兜底调节为主的情况。当燃煤发电定位发生变化，电量生产功能弱化，相关政策应有所调整。同时燃煤发电随着最大负荷持续增加容量，才能满足负荷增加的需要，才能保证高速发展的新能源合理的消纳率。面对燃煤发电功能转型又需要持续发展的现实，就需要制度性地解决燃煤发电投资的后顾之忧，加快推动燃煤发电主动进行功能转型。《通知》在燃煤发电功能快速转型的初期及时出台，一方面落实了党中央、国务院保住能源电力领域“吃饭家伙”的要求，另一方面必将推动燃煤发电自觉、自动、自愿转向兜底调节电源，容量电价机制会成为燃煤发电功能转型加速、支持达成“双碳”目标的重要政策推手。

二是满足电力市场体系完善的需要。基于电网平台建立的电力市场要同时满足商品的一般属性和特殊属性。历史上，电量直接交易体现了电力的一般商品属性，但是没有发现电力商品时序价格和位置价格信号，无法为系统提供差异化产品和服务。2017年以来，我国电力现货市场建设逐步开展，实现了电力商品的一般商品属性和特殊物理属性的统一。从电力现货市场交易结果来看，基于变动成本竞争的电力现货市场，对发电企业回收全部固定投资形成了巨大挑战。在设定的出清电价上限过低时，电能量和辅助服务市场的收益总和无法覆盖全部固定投资成本，从而引起“资金缺失（Missing Money）”；造成潜在投资者预期现有市场机制无法提供足够回报而不愿投资，引起“市场缺失（Missing Market）”，可以理解为缺乏一个合理的市场和价格机制保证电力系统可靠性。电力市场体系的不完善会造成燃煤发电长期投资不足，平衡、调节和有效容量资源短缺，系统可靠性和供应安全受到影响。解决方式有迹可循，许多国家和地区都设计了相应的电源侧容量机制，可归纳为：容量市场机制、稀缺定价机制及容量补偿机制三类，这些国际经验可以为我们提供决策参考。随着我国新能源的快速发展，确保灵活性调节资源容量充裕是保证新能源大规模接入后系统可靠性的迫切要求。燃煤发电是我国电力系统有效容量的主力提供者，约占我国有效容量的80%，同等铭牌容量之下其有效容量是多年调节水电的2倍，是径流水电、风电的10-20倍。《通知》的出台弥补了我国电力市场体系中容量机制设计的空白，建立了覆盖我国主要有效容量来源的容量机制，满足了我国健全多层次电力市场体系的需要。

三是满足新型电力系统建设快速推进的需要。自19世纪后半叶，以电网作为平台的电力系统成为了电能利用的主要方式。这种以电网为平台的电能利用方式，将电能商品进行细分，分为无差别的电量、准确达到负荷需求功率的平衡服务、为系统预留容量的调节服务和支撑系统最大负荷的可靠性服务，其中电量和平衡服务合在一起表现为分时电量。新型电力系统除了“两高”（高比例清洁能源、高比例电力电子设备）和“一低”（低转动惯量）的物理特性特点外，还出现了主体“两多”（投资主体多、交易主体多）的特点，新技术、新业态层出不穷，与传统电力系统中燃煤发电、燃气发电、核电等主力机组能够同时提供分时电量、调节服务和有效容量不同，新型电力系统出现了大量提供单一功能的主体，迫切需要针对电力商品细分维度进行定价。分时电量价值的兑现可以在电力现货市场完成，调节服务的价值兑现在辅助服务市场完成，而对于提供有效容量的新型电力系统主体就需要建立相应的容量电价机制。新型电力系统中，哪种交易主体种类发挥哪种功能、哪个交易主体使用哪种功能，利用“看不见的手”协调各类主体之间利益关系对于新型电力系统的正常建设运行意义重大。因此，《通知》出台对于新型电力系统中燃煤发电有效容量的投资，特别是专职提供有效容量的应急备用燃煤发电正常经营意义重大，将有利于新型电力系统多元化主体的健康发展。

二、机制特点突出

《通知》着重建章立制，系统阐述了煤电容量电价的适用范围，提出了煤电容量电价的总体需求，合理确定了费用来源，结合燃煤发电生产实际确定了基本的考核办法；《通知》定位于推进市场体系完善，在煤电容量电价水平、定价方式、退出方式等方面做到了符合市场体系建设方向；《通知》的机制设计并未故步自封，强调容量机制主动与电力现货市场建设相衔接，鼓励现货实际运行地区在煤电容量电价机制基础上，探索适应当地市场化的发电侧容量电价机制。

重机制

《通知》系统阐述了煤电容量机制。对于煤电容量机制的适用范围，《通知》明确，适用于合规在运行的公用燃煤发电。配合燃煤发电容量电价按照回收燃煤发电一定比例固定成本的方式确定的规定，形成了煤电容量电费的总需求。适用范围很广，门槛条件很低。我国目前燃煤发电机组的总量和发展速度，仍然不能满足全社会最大负荷和合理备用之和，短期内有效容量不足的情况还将持续，因此，对全部存量合规燃煤发电支付容量电价是合乎道理和实际需要的。

《通知》规定，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月用电量比例分摊，符合有效容量作为系统性、公共性产品，由电力调度机构统一购买，由用户侧支付费用的基本经济学原理。摒弃了部分地区采用的不同电源内部补偿、由新能源承担转型费用的电源侧“内卷”做法，坚持了全社会为“双碳”转型支付成本的原则，尊重了“双碳”转型会逐步推高电力系统支撑调节成本的基本实践规律，体现了通过疏导转型成本防止出现运动式碳达峰碳中和的基本思想。

《通知》明确，煤电容量电价要进行考核。这体现了结果导向的思维方式：燃煤发电拿了容量电价，就必须向系统提供足够的顶峰能力。由于燃煤发电的生产运行习惯差异很大，细分机组特性差异也很大，《通知》允许燃煤发电按月申报当月能够达到的最大出力，由主体自行提出出售的顶峰能力数值，燃煤发电无法按照调度指令(跨省区送电按合同约定)提供申报最大出力情况的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的燃煤发电，取消其获取容量电费的资格。对容量电费的考核，实现了煤电容量电价机制的闭环。

推市场

《通知》并没有把煤电容量电价机制作为单独的一个政策进行制定，在容量电价标准具体数值确定、与调峰市场衔接和推动跨省区送受电价格市场化方面，发挥了预留与电能量市场接口、规范辅助服务和跨省区交易行为的作用，对下一步市场建设推动作用明显。《通知》指出，用于计算容量电价的燃煤发电固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。2024—2025年多数地方为30%左右，部分燃煤发电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。《通知》中的容量电价水平受到严格控制，有观点提出水平太低，不足以让燃煤发电“衣食无忧”。其实，《通知》中设立的容量电价水平基本遵循了容量电价仅对电能量市场歉收固定成本投资进行回收的原则，不影响电能量市场的竞争态势，鼓励燃煤发电通过电能量市场，特别是电力现货市场进行充分竞争。这样做的好处是，容量电价尽量不影响电能量价格的形成，通过电能量特别是电力现货价格的波动，引导用户侧资源的优化配置。《通知》也规定2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，这是考虑到燃煤发电利用小时持续下降和新能源入市压低市场均价的因素，燃煤发电未来在电能量市场不能回收的固定成本会进一步升高。特别是，我国目前已有部分新能源电量入市，可见未来更高比例和更大绝对值的新能源电量即将入市，从国际经验看大量新能源入市，会造成市场特别是电力现货市场均价的降低。

《通知》要求强化政策协同，已建立调峰补偿机制的地方，要认真评估容量电价机制实施后系统调峰需求、煤电企业经营情况等，相应调整调峰服务补偿标准。过去一段时间，部分地方出于在燃煤发电和新能源之间“均贫富”的考虑，有的大幅提高调峰服务补偿的上限标准，甚至出现了近三倍当地平价新能源上网电价水平的情况，造成多省新能源有10%以上上网电量以事实上负0.24—0.47元/千瓦时的负电价上网；有的建立了燃煤发电向新能源收取调峰容量费用的制度。《通知》针对上述现象做出调整标准的要求，有助于正本清源，理顺电力市场体系，正面解决市场建设中存在的问题，避免辅助服务机制成为人为二次分配的手段。

《通知》提出，纳入受电省份电力电量平衡的跨省区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容，对于配套煤电机组，按受电省份分电比例，执行受电省份标准，费用受电省份承担；其他网对网交易方式的煤电机组，执行送出省容量电价，考虑外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。上述规定，进一步充实了跨省区交易合同的协商内容，明确了卖方和买方的权利义务，能够推动交易双方更加严肃、认真地对待跨省区交易合同谈判，尤其是受电省份买方拥有了容量电费直接结算和考核的权力，能够避免送电省份随意“克扣”合同中约定兑现给受端省份买方高峰电力的现象。建立交易责任承担概念，对未来推动跨省区送电“点对点”交易有着积极意义。

利探索

《通知》明确，电力现货连续运行的地方，可参考《通知》明确的煤电容量电价机制，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，省内燃煤机组不再执行《通知》规定的容量电价机制。该部分内容清晰传达了两个信息，一是推动市场化容量成本回收机制是正确的发展方向，二是市场化的容量成本回收机制，要在电力现货市场运转良好的基础上进行。这本来就是容量机制的应有之义，市场化的容量机制主要是为回收电力现货市场边际机组不能回收的容量成本，必须要先有较为完善的电力现货市场，才能够建立市场化的容量成本回收机制。当然，这也是对电力现货市场连续运行地区的鞭策和鼓励，要把电力现货市场建设运行和市场化容量成本回收机制“两手抓、两手硬”。

《通知》中关于煤电容量电价机制的设计，本身就在为市场化的容量回收机组做铺垫。可以回想，我国的电价核定体系经历了“一机一价”到“标杆电价”的过程，“标杆”电价制度的建立为后来的同一平台市场化竞价奠定了坚实的基础，成为了直接交易的基础。《通知》在设计燃煤容量电价机制时，未考虑燃煤发电的细分特性，也未考虑利用小时等个体差异，更没有考虑单个机组的技术运行特点，建立的是“一市场一价”的容量“标杆价”，这让下一步建立有效容量竞争有了良好的制度基础，为市场主体提早做好参与容量市场竞争准备打了“预防针”，进行了“心理辅导”。

三、未来机制展望

《通知》建立的煤电容量电价机制适应我国所处的电力市场建设阶段。随着电力现货市场建设的快速推进，在不远的将来，市场化的容量机制建设也会提上议程。电力市场机制不是降电价机制，更不是给电源超额回报的设计，电力市场机制的根本目的是以可接受的终端价格水平保证电力系统长期的供应充裕性。因此，未来的市场化容量机制应当与电力现货市场的模式统筹考虑、统一设计。从可选方案上看，以下两种方案都可以成为选项。

一是“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”模式。这种模式已经在山东电力市场设计中所采用。这种模式的核心思想就是对有效容量进行全固定成本补偿，选择典型边际机组的单位投资作为全部机组有效容量的容量补偿价格，容量费用由全体工商业支付，纳入系统运行费收取，同时严格限制发电主体在电力现货市场中的报价水平，要求其不得偏离变动成本。山东这样设计的原因是，由于边际机组为30万千瓦等级燃煤发电，固定成本是山东燃煤发电最高的，当全额补偿了30万千瓦等级燃煤发电机组固定成本后，30万千瓦以上等级机组，由于造价相对较低，会产生固定成本收益，“甘蔗不能两头甜”，自然就要限制在电力现货市场中的收益，所以电力现货市场报价要以变动成本为锚，适当允许上浮比例设定报价。近期，山东正在投产建设燃气机组，当燃气机组进入市场后，燃气机组就代替30万千瓦等级燃煤发电机组成为边际机组，带来容量补偿费用的下降（燃气机组造价一般低于燃煤机组），这是不是说成本型电力现货市场不可行了呢？答案依然是否定的，这是因为燃气机组的变动成本远高于燃煤发电机组，在引发容量补偿费用下降的同时，燃气机组也推高了电力现货市场高峰时段的电价，提高了该时段燃煤发电机组的收益。

二是“部分容量成本补偿机制+策略报价型电力现货市场”模式。这种模式在北美电力市场被普遍采用。这种模式的核心思想是电力现货市场上限价设置较高，充分考虑电源的机会成本，允许发用电主体根据供需情况进行“策略性”报价，不要求发电主体根据变动成本进行报价，对电力现货市场价格波动的容忍度较高，尽量通过电能量交易回收发电主体的固定成本和变动成本，并获得合理收益。对于边际机组在电力现货市场不能回收的固定成本，建立容量市场，以有效容量为标的，由能够提供有效容量的发电主体和可中断负荷报价形成有效容量的出清价格，容量费用由全体用户承担。

这两种市场化容量成本回收机制，共性特点均为与电力现货市场设计相适应，保证合理收益，不导致发电主体暴利，并且需要考虑有效容量是否过剩。其中，容量市场机制在有效容量过剩的情况下，交易价格很低甚至趋近于0，逼迫成本最高的机组退出运行，实现供需均衡，避免用户支付不合理费用；全容量补偿机制在有效容量过剩阶段，也要乘以小于1的供需系数，进行欠额补偿，直至恢复有效容量供需平衡。供需系数为预期最大负荷与合理备用之和除以有效容量（含外来电）总和，从分析测算看，目前广东、云南、贵州、四川等电力供应紧张地区供需系数大于1，处于有效容量不足状态。两种市场化容量补偿机制，最大的不同在于成本型电力现货市场由于按变动成本限制发电主体报价，现货价格波动较小，峰谷价差较小，对用户侧负荷引导能力受到了一定限制；策略报价型电力现货市场，现货价格波动较大，峰谷价差较大，对用户侧负荷引导能力更强，但是需要各方对价格波动的心理承受能力更强。

如果说发改价格〔2021〕1439号文实现了电能量价格的能涨能跌，那么，《通知》探索建立起了保证系统充裕性新机制，我国电力市场体系实现了闭环，市场体系愈发完整。有一点必须明确，建立容量机制的目的并非是为了提高燃煤发电的经营效益，这不是补贴的概念，更不是超额利润，而是以建立机制为重点，燃煤发电仍然需要在市场中进行激烈竞争。在煤电容量机制下，在燃煤发电功能快速发生变化的情况下，一些老旧机组应当停止退役，并进行延寿和性能改造，因为这些完成折旧的机组，是最为廉价的容量功能和旋转惯量来源，是冲抵新能源消纳成本快速上升的重要力量。

习近平总书记指出，要认识到改革有阵痛、但不改革就是长痛的道理。对各种矛盾要做到心中有数，增强改革定力，抓住改革时间窗口，只要看准了的改革，就要一抓到底，务求必胜。《通知》的发布，具有保障电力供应安全、促进新能源消纳和优化配置资源的重要作用。但电力市场体系建设仍是一项复杂而艰巨的系统工程，随着国内电力市场环境的逐步成熟，需要根据市场建设进展和未来发展趋势，在取得实践经验基础上，不断完善关键机制设计，探索更加适合我国国情的市场化容量成本回收机制和方法，为构建适应新型电力系统建设需要的电力市场体系奠定坚实基础。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于华能集团能源研究院。