聚焦丨建立科学的煤电容量电价机制 支撑新型电力系统建设

为助力碳达峰、碳中和目标实现，适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，保障电力安全稳定供应，11月10日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），对煤电价格格局进行优化调整。《通知》是在加快规划建设新型电力系统的要求下，为进一步确保能源安全稳定供应而设计的重要保障机制。

政策出台背景

一是煤电作为可靠发电资源，承担着电力系统安全保供的重要责任。为满足用户用电需求，电力系统需接入充足的可靠发电容量，以保障系统安全稳定运行。对我国而言，近期煤电仍是系统中最重要的可靠发电资源，需确保充足的煤电并网容量，以满足电力系统安全运行需求。

二是随着电力现货市场建设快速推进，存在市场收入无法满足煤电经营需要的风险。近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司下发的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）再次明确加快电力现货市场建设的相关要求，现货市场价格会因新能源出力特性而快速变化，新能源发电量大的时段现货市场价格普遍较低、新能源发电量较小的时段由于市场限价导致煤电收入受到限制，从而会在一定程度上降低煤电平价上网电价，并进一步影响中长期价格。若煤电通过电能量市场获得的收入不能弥补其发电成本，将造成煤电企业亏损。

三是新型电力系统建设目标下，可再生能源装机快速上涨，挤占了煤电发电空间。目前，我国可再生能源装机总量约13.84亿千瓦，占总装机的49.6%，装机规模已超火电。受此影响，煤电利用小时数将由2022年的4379小时逐步下降，2030年将降至4000～4100小时，2060年可能仅为1500小时左右。在煤电收入主要与利用小时数挂钩的电价机制下，利用小时数降低将进一步缩小煤电生存空间，导致煤电亏损或退出，威胁电力系统安全稳定运行。

四是国际上有较为成熟的容量补偿、容量市场建设经验，对我国煤电容量电价机制设计提供了较好的参考。国外电力市场建设过程中，将系统所需的可靠发电资源由于利用小时数降低、市场限价等因素而未回收的发电成本称为“丢失的钱”（Missing Money），为解决此问题，许多国家探索设计了体现支撑调节容量价值的价格机制。英国、美国PJM、美国NYISO等国家和地区设计了由市场竞争形成支撑调节容量价格的容量市场机制；智力、阿根廷、我国山东等地设计了基于政府确定支撑调节容量价格的容量补偿机制。通过充分借鉴国外经验、并参考我国实践，使我国煤电容量电价机制设计更加科学合理、更好地与现行机制平稳过渡，降低机制变化对终端用户的电价影响。

因此，建立煤电容量电价机制是确保电力系统安全稳定运行、助力新型电力系统稳步建设的重要举措。

《通知》的主要内容

构建煤电电价新模式

《通知》提出，煤电电量电价灵敏反映电力供需及燃料成本变化、煤电容量电价充分体现煤电容量支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行、电力系统有效容量长期充裕。

从政策目的来理解，煤电实际形成“电量电价+容量电价”的价格机制，新模式下可以更好地利用价格信号体现不同的价值信号，通过区分煤电电量电价和容量电价，分别体现煤电发电变动成本和供需形势情况，以及可靠发电容量的价值。一方面，煤电固定成本约占煤电总成本的30%，煤电容量电价在补偿部分固定成本后，市场中煤电的电量电价可更贴近边际成本，从而提高市场运行效率；另一方面，揭示着未来电力市场化改革将向精细化发展，充分利用不同市场，灵敏地反映电力的不同价值。

明确补偿范围、合理确定补偿标准并明确未来发展要求

《通知》明确了煤电容量电价适用于统调煤电机组，自备电厂及不符合国家规划、能耗要求、环保和灵活调节能力要求的机组不执行煤电容量补偿；基于典型机组成本调查合理确定了煤电经营期内每年固定成本支出为330元，并依据各地经济承受能力、煤电利用情况等因素，差异化设计了煤电容量电价的补偿标准；进一步明确2026年后容量电价回收固定成本补偿比例不低于50%的要求。

通过煤电容量电价设计，实现对煤电容量补偿的同时，也基于各地发展情况设定了差异化补偿标准。2024～2025年，各省市煤电容量电价补偿标准多以回收煤电固定成本30%或50%为目标，仅四川、云南等水电占比较高、煤电发挥支撑调节作用更为显著的省份执行70%的标准，实现了按各省煤电运行情况差异化补偿，更贴近电力系统的运行需要。进一步明确了循序渐进的补偿费用变化模式，2026年后，各地补偿比例提升至不低于50%，更有利于保障承担安全保供的煤电机组合理经营、提高发电企业合理新建煤电机组的积极性。若远期煤电容量价格过低，将不利于区分煤电固定成本情况，无法利用价格信号充分体现煤电容量的支撑调节价值。

明确费用承担主体

《通知》明确煤电容量电费纳入系统运行费，按月向工商业用户进行分摊。对于跨省跨区送电的煤电机组费用，按照“谁受益、谁承担”的原则，由受电端省份分摊；对于送电方向涉及多个省份的，原则上按送电容量分别计算容量电费。

此次设计的煤电容量电价机制进一步落实了国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、国家发展改革委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）等文件要求，确保了居民、农业用电价格稳定，并将相关费用纳入系统运行费向工商业用户疏导，更好地契合了现行价格机制。同时，对涉及外送多省的煤电电源容量电费按送电容量分别计算，更好地按受益情况明确了受电端省份的责任。

明确配套机制，确保机制顺利执行

《通知》规定，一是获得补偿的机组需满足并网调度协议明确的最大可用调节能力，对不能按照调度指令响应的机组扣减补偿费用；二是对迎峰度夏、迎峰度冬期间无法满足调节要求的机组提高惩罚力度；三是明确了应急备用电源容量电价的标准上限；四是细化组织协调、政策协同、执行监管等具体举措，助力机制更好的执行。

一方面，完善的配套机制可促进煤电容量电价合理执行，并对获得补偿的煤电企业行为进行约束，对不能满足要求的机组进行合理惩罚。国际上实行容量补偿、容量市场的国家和地区，同样设计了对不能履约容量的惩罚措施，以督促煤电企业合理履约。另一方面，在煤电容量电价机制执行前，电能量市场疏导了部分煤电容量费用，因此在煤电容量电价机制形成后，提出对市场交易规则进一步完善，充分体现了机制设计的合理性。不仅如此，《通知》提出各地可研究建立发电侧容量电价机制，引导包含煤电等其他发电资源共同参与，形成全面覆盖发电侧的容量电价机制，进一步体现各类电源的支撑调节价值，助力电力系统稳定运行。