“拆解”广东容量电价

近年来，广东通过积极推进改革、大胆创新，打造了复杂大电网下省级电力现货市场样板，基本建成了品种齐全、规模领先、颇具活力的电力市场，走出了一条符合广东省情、适应时代要求的电力改革之路。

火电是新型电力系统的压舱石和调节器，其重要性不言而喻。为更好地让火电发挥兜底保供及调节作用，容量电费政策成为保障其投资运营的关键一环，其机制设计和执行情况对于电力市场的公平、效率和可持续发展具有重要意义。过去一年，广东省煤电、气电机组容量电价政策落地实施，成效初显，在市场格局瞬息万变的当下，深入研究广东发电容量电价政策，对广东电力市场稳健前行、助力能源转型意义非凡。

（来源：微信公众号“电联新媒”侯丙辛 等）

广东省容量电价政策梳理

截至目前，广东省作为全国首批电力现货市场转正式运行的省份，平稳有序运行超一年，为全国统一电力市场建设积累了有益经验。近年来，广东省围绕容量电价出台多项政策，搭建起较为系统的政策框架。

2020年11月，广东省能源局、国家能源局南方监管局发布了《广东电力市场容量补偿管理办法（试行，征求意见稿）》，对容量补偿的对象、分摊方式、计算方法、调整机制及信息披露等方面进行了详细阐述，引发业内热烈反响，指引着各方经营主体在规则变动的预期下提前布局。

2023年11月，根据国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号，简称《1501号文》），广东结合本省实际发布了《关于我省煤电气电容量电价机制有关事项的通知》（粤发改价格函〔2023〕1990号），除落实国家政策要求将煤电机组纳入容量电价机制外，将气电机组也纳入容量电价机制范畴，自此广东省煤机和气机同步进入两部制电价时代。目前，广东公用煤电、气电机组在满足国家对能耗、环保和灵活调节能力等要求的前提下，容量电价水平均为每年每千瓦100元（含税），相关费用由全体工商业用户按当月用电量比例分摊，在“系统运行费用折价”的科目中列支。

2024年1月，国家能源局南方监管局发布《关于明确南方区域煤电容量电费考核有关事项的通知》（南方监能市场〔2024〕3号），基于不重复考核原则，创新性地明确将纳入容量电费考核管理的煤电机组不再执行非计划停运考核等细则。该通知的发布，进一步统一规范了南方区域煤电容量电费考核机制，有效推动了南方区域煤电转变经营模式，更好地保障电力安全稳定供应。

2024年2月，国家能源局南方监管局发布了《关于明确广东省气电容量电费考核有关事项的通知》（南方监能市场〔2024〕14号），对经营主体尤为关心的气电容量电费考核规则进行了细化。该通知的发布，对长期困扰经营主体的非停判定与申诉条款细则，指明了切实可行的政策方向。

2024年8月，广东省发展改革委、广东省能源局和国家能源局南方监管局联合发布了《关于我省应急备用煤电机组容量电价机制有关事项的通知》（粤发改价格〔2024〕1356号），聚焦应急备用煤电机组，设定其容量电价标准为每年每千瓦260元（含税），同时详细规范停机备用、调用及扣费等执行细则。

2024年9月，广东省发展改革委发布了《关于我省新投产煤电气电机组执行容量电价有关事项的通知》（粤发改能源函〔2024〕1363号），明确了新投产煤电、气电纳入容量电价的相关管理办法，加强了电力市场与容量电价政策的有效衔接。

2024年10月，广东省发展改革委发布了《关于我省独立储能电站试行电费补偿机制等有关事项的通知（征求意见稿）》。该征求意见稿指出，独立储能电站可获得的电费补偿金额根据补偿标准和月度可用最大容量确定，其中年度补偿标准统一为100元/千瓦（含税）。目前，虽然该政策尚未正式发布，但广东已基本建立了新型储能参与电能量市场、辅助服务市场的交易机制，对于独立储能的容量电费政策配套支持给行业从业者留下了市场空间。

在广东省容量电价系列规则的起草过程中，相关政府主管单位和市场运营机构能够广开言路，听取学界和经营主体各方意见、凝聚各方共识，有效秉持了“开门办市场”的理念。同时，在有关部门的指导下，广东电力调度控制中心还开发建立了国内首个全省统一的涉及多级调度机构的容量电费考核管理系统，更好地适应了电力现货市场正式运行要求，实现了机组最大出力申报与调整、最大出力自动计算认定、最大出力调用抽查和判定等全流程的线上管控，打通了申报、调用、考核等数据链，并将涉及不同调度机构的所有机组纳入统一管理，有效促进考核执行更加公平、公正、公开。

广东省容量电价执行成效

回顾过去一年，广东省容量电价政策落地有声，成效初显。

从宏观电力系统稳定性看，政策对煤电气电机组做出了较为严格的要求，要求其在系统需要时强制性按调度指令调节，并按非停次数对容量电费进行打折，有效引导了发电企业强化提升自身设备维护能力与一次能源供应水平，对电力供应和调节能力提供了更为有力的保障，也为新能源更加稳定的消纳空间提供有力支撑，在迎峰度夏、度冬等关键节点，有效缓解了电力供需紧张局面，为民生用电与经济运行筑牢根基。

从中观发电机组保供性能上看，容量电价保障了发电企业基本收益，使其维持了必要发电容量，广东省煤电气电机组总体容量电费回收程度较高，煤电度电补偿约20~25厘/千瓦时，气电度电补偿约30~35厘/千瓦时，全年补偿费用约占电厂固定运营成本的20%~30%，有了容量收入保障，煤电、气电企业可以更从容地应对电能量市场竞争挑战。

从微观费用分摊层面看，工商业用户按用电量比例承担容量电费，全年度电分摊约15~18厘/千瓦时，约占用户电能量电费支出的3%，同时依托电网成熟结算体系，结算执行流程顺畅，政策平稳有序推进。

近两年，广东省电力长协市场较低的价格情况引起了行业内的广泛关注，2024年、2025年的年度长协价格分别为465.62厘/千瓦时、391.86厘/千瓦时，同比降幅为15.9%、15.8%，逐年降幅在全国范围处于领先位置，让专家学者一度对中长期交易“压舱石”与“稳定器”的作用产生了动摇。虽然广东电力市场的价格形成机制仍有一些亟需解决的问题，但是在充分竞争的市场格局中，一方面可以切实将降低电价的红利分享于用电侧，助力经济社会各领域降低用能成本、蓬勃发展。另一方面，面对持续低迷的现货价格，企业如果不签订高比例中长期合约，在月度和现货市场中将更为被动，亏损预期将大为增加。容量电价的及时推出，已成为广东电力市场竞争中不可或缺的“强心剂”，经营主体在合约签订中基本充分考虑容量电价，将发电利用小时数与盈利水平部分解耦，一定程度上减轻了发电企业的成本回收负担。

广东省容量电价执行中面临的问题

市场化发电全成本回收仍存在压力

目前，在广东省目前充分的市场竞争环境中，发电企业成本透明化，独立售电公司及具备议价能力的电力用户，可以熟练掌握政策规则，将原本应补偿给发电企业的容量电价，折算为发电企业让利空间。煤电企业作为广东省内主力电源，面临着严峻的固定成本回收压力。发电企业在年度、月度等中长期交易时其报价已日益趋近于以边际成本为报价基础的现货价格，从长周期来看，电能量在供应相对宽松的环境下，广东省现货价格基本反映为30万千瓦~60万千瓦等级燃煤机组变动成本，进而使容量电价未补足的固定成本部分难以找到有效回收途径，发电企业对覆盖超额收益的机会成本更是无暇顾及。

广东省气电企业也同样深陷困境，燃气机组由于运行灵活、启停时间短等优势，是新型电力系统中重要的调节性电源。但近年来，受固定成本较高、电力与天然气中长期年度合约时间不匹配等因素影响，燃气机组无法全额疏导固定成本，无法锁定次年发电成本，无法充分参与电力中长期市场竞争。在电力系统局部顶峰或者天然气供过于求需要消纳时，燃气机组常常必须发电却不能参与定价，难以体现电力时空价值。同时，作为兜底电源，在容量电价不能全额疏导固定成本的情况下，燃气机组需要通过抢发电量、争取边际收益与变动成本补偿来减少亏损，在电力供需宽松、现货电价较低时，容易发生价格踩踏现象，影响电力市场平稳运行。未来，受新能源挤压气电发电空间影响，广东省内气电将逐步向支撑性调节性电源转型，气电发电利用小时数也将逐步下降。燃气机组上游资源和下游需求两头在外、风险难控，需要通过体制机制建设，制定合理市场生存空间，保障燃气机组经营稳定，提高发电企业长期可持续保供能力。

影响新能源市场交易价格

根据广东省能源局国家能源局南方监管局《关于2025年电力市场交易有关事项的通知》（粤能电力〔2024〕50号）的要求，广东省内220千伏及以上电压等级新能源场站最高可获得70%的基数电量，至少有30%电量要进入市场竞争。目前，广东省新能源与火电机组同台参与电力市场竞争，但受市场化装机份额等因素影响，定价体系主要由火电机组决定，在目前绿色电力价值未得到完全体现的情况下新能源价格主要锚定火电行情，但由于火电机组有容量电价补偿，在竞争市场中发-售双方会充分考虑并扣除容量补偿价格，从而导致新能源收益相比未推行容量电价政策时的预期降低。中长期看，新能源参与市场的电量将持续增长，新能源经营面临着巨大压力。

影响区域市场公平竞争

2024年，南方区域电力市场已圆满完成四次结算试运行，分别验证了枯期、汛期、夏大、冬小、新能源大发、暴雨等多种场景，在实践中进一步检验了现货市场下的市场规则及关键机制的适用性、交易业务全流程、市场运营机构的服务水平、生产运营能力、平台运维水平及网省衔接机制。2024年四季度结算试运行的顺利完成，标志着南方区域电力市场迈入了新的里程碑节点。在南方区域电力市场改革渐行渐深的背景下，南方区域五省区煤电机组由于资源禀赋、利用小时差异等原因，设定广东、海南、贵州的煤电机组容量电价为100元/千瓦·年，云南、广西的煤电机组容量电价为165元/千瓦·年，且广东对气电设置了容量电价，海南对气电没有设置，部分省份的火电企业还涉及跨省跨区容量电费分摊事项。不同的容量电价体系使得同区域市场不同发电企业的成本回收路径出现分化，云南、广西的煤电机组在容量电价方面有一定优势，可能更侧重于保障基础电力供应以获取稳定收益；而广东、海南、贵州的煤电机组则需在电量市场竞争中寻求更大突破，对其发电效率、交易策略、灵活性改造提出更高要求。同时，同一区域内各经营主体同台参加统一的南方区域电力现货市场竞争，不同的容量电价补偿机制也对同台竞价市场的公平性带来了挑战。

如何进一步深化执行好广东容量电价机制

精细化履行国家政策要求

目前，各经营主体对1501号文中提到的“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%”的相关要求寄予厚望，市场各方也对容量电费经历了两年过渡期，有了一定程度的接受能力。具体建议如下：

一是在切实执行国家相关政策要求的前提下，对于制定2026年及之后的容量电价回收比例时，应在考虑煤机、气机利用小时、功能定位的基础上，充分考虑发电企业市场交易价格与市场基准价格之间的差值，如市场交易价格偏离参考基准值负偏差越大，则采取相应措施加速提高容量电价回收比例至100%的进程。

二是常态化开展长期、中期和短期评估，提供容量需求信号，同时综合考虑机组类型、投资年限、地理位置、功能定位、利用小时、设备折旧、运维成本等差异，推动建立适合市场化煤电、气电的容量电价评估指标体系，构建精细化成本核算模型，系统评估容量电价回收比例对煤电企业发展经营的支撑作用。

三是建立容量市场稀缺性溢价机制，在电力供应紧张、系统备用容量不足时段，适度提高容量电价，向市场传递准确容量供需信号，激励发电企业提前布局产能扩充或灵活性改造。

明确气机功能定位，推进全容量补偿机制

在广东之前，江苏、浙江、上海、河南等地已执行气电容量电价机制，根据机组的不同功率、类型、作用等制定相应的容量价格，标准普遍高于煤电，且接近于全容量成本补偿。建议广东在平衡社会用能成本的基础上，进一步明确燃气机组功能定位，加快推动建立更加契合广东特色的燃气机组全容量电价补偿机制。

当前，电力供需正面临周期性地由紧张到宽松动态变化的形势，新型电力系统发展阶段性的矛盾还不明显，正处于系统调节矛盾不突出、用能成本矛盾不突出的窗口期，应当积极将燃气机组分阶段过渡到全容量电价补偿机制，同时按照热电比分档同步降低变动成本补偿标准，在维护用电侧电费水平稳定的前提下，促进煤电气电同台竞价，引导电力现货市场真实反映电源功能定位和发现真实电能量时空价值。

拓展容量电价机制的应用范围

电力系统需要的是有效容量，为了体现公平性，所有能够提供长期有可靠容量的电源都应纳入容量补偿范围，以激发各类型电源提供容量服务的积极性。1501号文仅考虑对不能回收固定成本的煤电机组制定煤电容量电价，在近期是合理和切实可行的。未来，随着新型电力系统的建立和电力市场的发展，更多元的电力资源进入电力现货市场，可考虑逐步分类制定容量价格水平，逐步将容量电价机制扩展到水电、储能、核电甚至虚拟电厂等其他电源种类，以合理反映不同电源的差异化价值和成本，促进不同类型电源同台竞争。而对于无法提供容量资源的被动调节型电源如新能源等，还应该尽快完善有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制，引导社会认可其环境价值，构建多资源协同发展的新型电力系统体系。

建立适应目前容量补偿比例的现货报价体系

面对充分的市场竞争环境，各经营主体应构建“边际成本+容量补偿未补足部分”的报价体系，在中长期及电能量市场中均理性报价。在电力现货市场运行地区，部分发电企业往往为追求微薄的边际收益而降低报价抢发电量，而未在报价时充分考虑边际成本和未被容量电价覆盖到的固定成本，这种做法在目前中长期与容量电价无法回收全部成本的情况下是欠妥的。在此背景下，靠发电企业行业自律是很难打破这一局面，必须通过顶层政策规范，兼容电力现货市场和容量补偿，将相应补偿政策落实到位。

探索建立区域容量市场

通过南方区域市场多次结算试运行的良好基础，探索建立区域容量市场机制，进一步加强区域市场与跨省跨区容量机制在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，通过良好的政企环境与聚合效应更好地落实国家对跨省跨区煤电容量电费分摊比例和履约责任的衔接要求。可考虑在送端省份工商业用户全额结算省内煤电容量电费的前提下，将受端省份按送电比例支付的容量电费纳入送端省份工商业用户二次平衡分享，在“网对网”谈判交易期间明确分摊、考核与结算原则，并通过交易机构见证履约，构建明晰、完整的履约链条。

完善考核与激励相容

对于积极参与提供系统备用、主动提升设备可靠性、响应电力系统灵活性需求的发电企业，可考虑设立专项奖励资金，从容量电费中提取一定比例或由政府财政补贴，给予正向激励，形成考核与激励相辅相成的格局，提升发电企业综合履约能力。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于广东能源集团。