煤电容量电价出台！华能版政策解读来了

近日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），决定自2024年1月1日起，在全国建立煤电容量电价机制，这是我国电价改革的又一重大决策，意义重大。

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国家发展改革委 国家能源局关于

建立煤电容量电价机制的通知

发改价格〔2023〕1501号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：

为贯彻落实党中央、国务院关于加快构建新型电力系统的决策部署，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，推动煤电转变经营发展模式，充分发挥支撑调节作用，更好保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型，现就建立煤电容量电价机制有关事项通知如下。

一、总体思路

坚持市场化改革方向，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。当前阶段，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。

二、政策内容

（一）实施范围。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。

（二）容量电价水平的确定。煤电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；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右（各省级电网煤电容量电价水平具体见附件）。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%。

（三）容量电费分摊。煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。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当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算。

对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，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。其中：（1）配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊。（2）其他煤电机组，原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑送电省份外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。

对未纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。

（四）容量电费考核。正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定，下同）提供申报最大出力的，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%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局结合电力并网运行管理细则等规定明确。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煤电机组，取消其获取容量电费的资格。

应急备用煤电机组的容量电价，由省级价格主管部门会同能源主管部门按照回收日常维护成本的原则制定，鼓励采取竞争性招标等方式确定。应急备用煤电机组调用时段电量电价，按同时段最短周期电力市场交易电价水平确定。应急备用煤电机组具体范围及管理办法由国家能源局另行明确。

三、保障措施

（一）周密组织实施。省级价格主管部门要牵头做好煤电容量电价机制落实工作，周密部署安排，精心组织实施。跨省跨区送电送、受方要加强沟通衔接，尽快细化确定外送煤电机组容量电费分摊方式等内容，并在中长期交易合同中明确。电网企业要积极配合做好煤电容量电费测算、结算、信息统计报送等相关工作。发电企业要按规定及时申报机组最大出力，作为容量电费测算、结算、考核的依据。国家发展改革委强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定，确保机制平稳实施。

（二）强化政策协同。各地要加快推进电力市场建设发展，完善市场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量电价机制协同发挥作用；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、煤电企业经营状况等，相应调整有偿调峰服务补偿标准。电力现货市场连续运行的地方，可参考本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，省内煤电机组不再执行本通知规定的容量电价机制。

（三）密切跟踪监测。省级价格主管部门要会同当地相关部门，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，发现问题及时反映。电网企业要对煤电容量电费单独归集、单独反映，按季向省级价格主管部门和相关主管部门报送当地煤电机组容量电费结算及扣减情况、工商业用户度电分摊水平测算及执行情况、电量电费结算情况等信息。

（四）加强宣传引导。各地要加强政策解读和宣传引导，指导电网企业、发电企业向用户充分阐释建立煤电容量电价机制对发挥煤电支撑调节作用、更好保障电力安全稳定供应、促进能源绿色低碳转型的重要意义，积极回应社会关切，增进各方面理解和支持。

本通知自2024年1月1日起实施。政策实施过程中如遇市场形势等发生重大变化，国家发展改革委、国家能源局将适时评估调整。

附件：省级电网煤电容量电价表

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2023年11月8日

一

容量电价机制出台的意义

（一）煤电功能再定位，促进系统绿色低碳转型。

随着我国新型电力系统建设逐步推进，系统电源结构将逐步调整，煤电功能定位也将随之变化。据有关机构预测，非化石能源发电量占总发电量的比重在2035年将超过50%，成为电力供应的主力军。而新能源出力具有随机性、波动性，并不能独立保障可靠电力供给，而必须依赖煤电等其他调节资源提供容量保障。煤电的新定位意味着其盈利模式也要相应调整，从过去“发电维持经营”转换为“待命也可维持经营”。容量电价机制的出台可以帮助煤电彻底转变盈利模式，促进煤电企业主动为新能源做好调峰调频，推动煤电从提供电力电量保障的主力电源逐步转为基础保障性和系统调节性电源。

（二）调动电源投资积极性，保障电力安全可靠供应。与西方发达国家电力需求已进入低速增长的饱和发展阶段不同，为支撑未来国民经济高质量增长需要，我国电力需求预计仍将维持中高速增长。而煤电为电力系统提供了持续稳定的基础出力、灵活可控的调节能力，在电力系统安全保供方面发挥着关键性作用。出台容量电价机制，保障煤电机组正常运营，引导煤电投资建设，有助于煤电继续发挥其保障电力电量供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用。相较于“电源过剩/电价大跌—电源建设停滞—电力紧缺/电价大涨—电源过度建设”的投资周期怪圈，容量电价机制可以一定程度上“熨平”投资周期，避免终端用户电价大起大落，助力我国经济社会发展和电力系统安全稳定运行。

（三）衔接电力市场化改革，电力价值多维化。传统电力系统中，火电作为主力电源，能同时提供电能量价值、灵活性价值、可靠性价值等多维价值，电力市场设计也以单一市场为主。但随着新能源发电、储能、虚拟电厂等多元主体的参与，这些主体大多只能提供部分价值。这意味着电力定价必须根据新型电力系统发展需要，对电力商品的多维价值分别定价。而新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步推进，主体多元、竞争有序的电力交易市场体系初步形成。中长期和现货市场反映电能量价值，辅助服务市场反映调节性价值，绿证绿电市场反映环境价值的电力商品多维价值体系正在构建。而容量电价机制反映可靠性价值，保障电力中长期供应安全，同时缓解了市场化改革带来的发电资产搁浅成本问题，与电力市场化改革有机衔接。

二

容量电价机制的亮点

（一）限定实施范围，引导自备电厂公平承担社会责任。《通知》明确，煤电容量电价机制仅适用于合规在运的公用煤电机组，燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。在电力供应不足的年代，自备电厂降低了企业用电成本，还可兼顾周边企业和居民用电用热需求。但长期缺电逐渐消失后，很多自备电厂自发自用，未及时、足额缴纳政府性基金，未公平承担社会责任。尽管相关部门多次发文要求自备电厂严格按照规定上缴政府性基金附加，但由于缺乏实质性的奖惩机制，实际缴纳情况不容乐观。容量电价机制对统调煤电机组和自备电厂做了区分处理，有助于推动自备电厂缴纳政策性基金，公平承担社会责任。

（二）理顺成本传导机制，夯实能源转型经济基础。《通知》明确，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。纵观欧美市场建设历程，容量成本回收机制大都随着新能源快速发展而建立。这是因为，煤电容量费产生的重要原因之一是能源转型，是电力系统同时需要煤电等传统能源和新能源导致的双重成本。不同于“两个细则”和大部分地区的辅助服务市场，煤电容量电价机制第一次明确了能源转型成本向全社会传导，真正落实了“谁受益、谁承担”的分摊机制，有助于推动全社会共担能源转型成本、共享绿色发展成果，有力保障了新型电力系统建设进程。

（三）明确政策思路，稳定政策预期。《通知》明确，煤电容量电价机制坚持市场化方向，电力现货市场连续运行的地方可研究建立发电侧容量机制。在双碳目标和新型电力系统的指引下，通过建立科学全面的应急备用机制和分电源类型的发电侧可用性标准，逐步将多种类型电源同时纳入补偿范畴，根据各类发电机组对系统可靠性的实际价值开展差异化补偿。随着电力市场体系不断成熟，还可以考虑探索容量市场等其他容量成本回收机制，更好地发挥市场在资源配置中的决定性作用。

（四）重视政策协同，促进电价体系完备。《通知》明确，应急备用煤电机组按照回收日常维护成本的原则设置容量电价，调用时段电量电价按同时段最短周期电力市场交易电价水平确定；明确已建立调峰补偿机制的地方，根据系统调峰需求、煤电企业经营情况调整容量电价水平。一方面给予应急备用机组适当的电价补偿，容量电价反映固定成本，电量电价由电力供需、由市场形成，确保容量电价和电量电价各自充分发挥作用；另一方面与现行的调峰市场衔接，动态调整有偿调峰服务补偿标准，适应我国能源低碳转型新形势。