煤电容量电价机制为煤电转型发展注入“新动力”

近日，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》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称《通知》）提出，适应煤电功能转型需要，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、燃料成本变化，通过容量电价体现煤电容量支撑调节价值。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项举措，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。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：唐俊）

煤电容量电价机制的重要意义

2023年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。习近平总书记在会议上强调“要深化电力体制改革，更好地推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全”。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。

政策亮点

煤电容量电价机制立足于当前能源结构转型实际需求，主要有以下四个方面亮点：

一是突出重点，明确容量电价的补偿范围。《通知》明确容量电价适用于合规投运的统调煤电机组，对于燃煤自备电厂、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。表明了容量电价机制并不是搞“大锅饭”，首先要满足合规性和环保要求，其次要具备为电力系统“兜底保障”的压舱石作用。

二是因地制宜，明确各省容量电价水平。《通知》明确煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的原则确定。通过对典型机组成本调查，初步设定为每千瓦330元/年。初期，各地通过容量电价回收的固定成本比例总体按30%确定，部分煤电功能转型较快的地区比例要高一些；2026年起，各地通过容量电价回收的固定成本比例将提升至不低于50%。表明了容量电价机制充分考虑了各地电价承受能力和电力系统特性，分阶段、分比例实施，有助于稳定用户侧用电价格；有助于推动四川、云南等因煤电功能转型较快造成系统有效容量不足的省份，加快调节电源建设，缓解时段性电力供需紧张形势。

三是责任理清，明确费用分摊主体。《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用电量比例分摊。明确跨省跨区煤电配套电源容量电费原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担；送电方向涉及多个省份的，原则上按分电比例分别计算容量电费。其他跨省跨区外送电的煤电机组，要纳入受电省份的电力电量平衡，签订年度及以上中长期合同，原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送受电双方分摊，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。表明容量电价机制真正体现“谁受益、谁承担”的原则，不仅充分考虑了我国基本国情，也与国际通行做法一致。

四是考核严格，明确容量电费扣减和退出机制。《通知》明确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）提供申报最大出力情况的，月内发生2次，扣减当月容量电费的10%；发生3次，扣减50%；发生4次及以上，扣减100%。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生3次的煤电机组，视情况终止其获取容量电费的资格。表明了容量电价机制不容煤电企业出现“躺平”的情况；唯有做好可靠性管理、优化机组运行方式，甚至在设备选型、工程设计建设及设备安装阶段，就要提前考虑设备的可靠性，真正满足电力系统的有效容量需求。

相关建议

煤电容量电价机制是电价改革向前迈进的关键一步，为确保容量电价机制能够取得实效，建议在后续执行过程中关注以下三个方面：

一是容量电费向用户侧疏导要贯彻落实到位。本次煤电容量电价改革，容量电费的疏导将是各方关注的焦点。如容量电费由发电侧内部分摊，让新能源或者其他类型电源承担容量电费，容量电费的分摊将变成发电侧的“零和博弈”。一方面，新能源等电源并不是系统安全稳定的直接受益主体，承担分摊责任就如同“羊毛出在狗身上”；另一方面，政策对发电企业不仅不能产生有效激励，反而降低政策实施效果。只有将容量电费有效传导至用户侧，才能起到容量电价机制的激励作用。建议后续不断优化容量电费的分摊机制，比如根据“峰荷责任法”，对于尖峰时刻不同用户，按用电容量比例进行分摊，更能调动用户侧的调节潜力，引导用户错峰用能、削峰填谷，实现发用两侧双轮驱动，共同提升系统容量充裕性。

二是容量机制的实施范围择机进一步扩大。目前，国内执行容量电价机制的主要是煤电、抽蓄和部分燃机，但在市场化环境下，应按照商品“同质同价”的原则，保证所有提供系统容量的各类型电源，不分出身都应获得相应的容量电费。以英国容量拍卖市场为例，2023～2024交付年的最终拍卖结果中，燃机占比45.3%，核电占比24.4%，电池储能占比10.7%。特别是当前各地要求新能源配建储能日趋严格，新能源场站的主动支撑能力也相应得到提升，即便是“靠天吃饭”的新能源，在配储后也能够阶段性为系统提供有效容量，比如典型的2小时锂电储能，若每日一充一放，则日内仅运行4小时，剩余20小时闲置。在不参与电能量市场时，可以提供调频和备用服务。再比如配储的光伏电站，在夜间可以提供辅助服务。

三是容量电费考核标准要紧松适宜。容量电费基于发电侧申报容量与容量电价共同确定，为了保证系统有效容量的真实性及所有煤电机组之间的公平性，《通知》设定了相应的考核机制，不能按照申报容量提供顶峰能力的机组，要对其容量电费进行相应的扣减。考核是一把“双刃剑”，考核过严或者过松，都会影响政策执行效果。考核过严，会挫伤发电企业提升存量煤机顶峰能力的主动性和投资增量煤电的积极性；考核过松，会影响有效容量的真实性，虚增容量电费规模，不利于系统安全的同时也不利于用户侧稳价保供。因此，在制定相关考核细则时，要把握考核力度及执行尺度，充分发挥有为政府的作用，真正为促进能源结构转型、构建新型能源体系保驾护航。

煤电容量电价机制必将在能源结构转型及电价机制改革历史上留下浓墨重彩。“道虽迩，不行不至；事虽小，不为不成”,改革尚在征途，吾辈仍须努力！

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于国家电力投资集团有限公司营销中心。