2023年11月，國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立煤電容量電價機制的通知》（簡稱《通知》），提出適應(yīng)煤電向基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型的新形勢，推動煤電轉(zhuǎn)變經(jīng)營發(fā)展模式，建立煤電容量電價機制。煤電容量電價機制已運行半年有余，在一定程度上補償了煤電機組固定成本，但在操作中仍存在回收比例低、兌現(xiàn)不順暢等問題，亟待進(jìn)一步完善，促進(jìn)煤電產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。

一、煤電容量電價機制的主要特點

（一）為煤電角色轉(zhuǎn)變提供價格機制支撐

富煤貧油少氣的基本國情決定了煤炭在我國能源體系中的基礎(chǔ)性地位。2015年到2023年，我國煤電裝機占比從59%降低到40%以下，但煤電發(fā)電量占比僅從68%降低到60%左右，且煤電承擔(dān)了全國70%的頂峰保供任務(wù)。與此同時，煤電作為新能源電力消納調(diào)節(jié)性電源的作用愈發(fā)突出，要實現(xiàn)由“主體電源”向“基礎(chǔ)保障性電源+系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源”并重角色轉(zhuǎn)變。若煤電電量降得太快，不利于電力保供和維持低水平電價；若煤電裝機降得太快，不能確保電力系統(tǒng)運行所需的有效容量。因此，需保持相對平穩(wěn)、安全可靠的轉(zhuǎn)換過程，煤電容量電價提供了價格機制支撐，可促進(jìn)煤電產(chǎn)業(yè)形成以提供有效容量、增強電力保障能力為主的收益模式。

（二）突出電力市場有益補充定位

我國電力中長期交易和現(xiàn)貨市場建設(shè)穩(wěn)步推進(jìn)，但二者均是電能量交易市場，無法體現(xiàn)不同容量和功能特性電源之間的差異，不能為容量備用類電源提供成本補償或兌現(xiàn)投資回報。電力現(xiàn)貨價格反映的是短期邊際成本，一般以邊際機組變動成本為基準(zhǔn)。對于發(fā)電效率高的機組而言，現(xiàn)貨市場出清價格高于其發(fā)電成本，執(zhí)行該價格可回收部分固定成本。對于大部分機組而言，邊際成本定價法下，機組固定成本難以有效回收。特別是新能源電力大規(guī)模參與現(xiàn)貨交易，其變動成本更低，帶動電力市場價格走低，使其他機組固定成本更難回收。容量電價機制可有效彌補現(xiàn)貨市場缺陷，探索為容量備用等差異化產(chǎn)品和服務(wù)提供固定成本回收渠道。

（三）穩(wěn)定煤電機組固定成本回收預(yù)期

煤電容量電價機制將原本通過電量電價部分回收且不穩(wěn)定的固定成本回收機制，轉(zhuǎn)變?yōu)榛谟行萘康姆€(wěn)定回報機制，對穩(wěn)定煤電投資預(yù)期起到積極作用?！锻ㄖ芬?guī)定，煤電機組固定成本實行全國統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)（330元/千瓦·年）；固定成本回收比例考慮各地電力系統(tǒng)需要、煤電功能轉(zhuǎn)型情況等因素確定，2024—2025年多數(shù)地方為30%左右，部分煤電功能轉(zhuǎn)型較快的地方為50%左右。2026年起，各地回收固定成本比例提升至不低于50%。雖然各地煤電機組情況不同、成本不一，劃定全國統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)不能完全符合全部機組實際，但其“標(biāo)桿電價”作用突出，有利于政策盡快落地，為建立競爭性容量市場奠定了制度基礎(chǔ)。

二、煤電容量電價機制對煤電產(chǎn)業(yè)的影響

（一）可回收部分固定成本但總收益未明顯上升

一是部分地區(qū)機組電量電價水平下降明顯。部分地方為不增加域內(nèi)工商業(yè)用戶用電成本，人為降低電量電價。如某省要求省內(nèi)所有發(fā)電集團綜合電價不得高于449.88元/兆瓦時（省內(nèi)標(biāo)桿電價上浮20%）。某公司2024年年度大用戶交易均價396.64元/兆瓦時，同比下降21.1元/兆瓦時，預(yù)計電量收入下降約7674萬元。二是部分地區(qū)容量電費未完全兌現(xiàn)。如某公司機組裝機376萬千瓦，截至4月累計結(jié)算容量電費7672.64萬元，但機組滿出力容量電費應(yīng)為12533.33萬元，二者差距明顯。三是跨省跨區(qū)外送電機組容量電費回收不暢。部分地區(qū)仍未明確外送煤電機組容量電費劃分和分?jǐn)倷C制，如某公司機組目前僅可獲取省內(nèi)電量相應(yīng)容量電費，省外容量電費尚無法回收。

（二）改變煤電盈利模式但不確定性增加

容量電價機制釋放了發(fā)電側(cè)通過有效容量取得主要收入的信號，煤電機組需逐漸改變盈利模式，但面臨的不確定性也隨之增加。一是容量電價機制回收成本占總收益比重較低，易受上游燃料價格影響。煤電發(fā)電成本中燃料成本一般占70%以上。雖然國家允許煤電市場交易電價上下浮動范圍擴大到基準(zhǔn)價的20%，但與煤炭價格波動幅度相比，仍顯力度不夠。容量電價實施后，煤電機組雖有一定的穩(wěn)定收益，但空間有限，很容易被燃料價格上漲擠占。二是現(xiàn)貨市場電量電價水平不確定性增加。隨著新能源電力進(jìn)入市場規(guī)模越來越大，高邊際成本的煤電很難與幾乎零邊際成本的新能源發(fā)電同臺競爭。且新能源發(fā)電處于優(yōu)先調(diào)度地位，在風(fēng)光大發(fā)時段，煤電機組還要考慮啟停等問題，會更多面臨低電價甚至零電價、負(fù)電價情況。三是熱電聯(lián)產(chǎn)機組供熱期間出力受限，容量電費回收效果不確定。容量電價實施后，熱電聯(lián)產(chǎn)機組固定成本需由原本的電量電價回收向容量電費回收轉(zhuǎn)變。在供熱期間，熱電聯(lián)產(chǎn)機組須確保供熱需求，發(fā)電出力較低，影響容量電費回收。如某企業(yè)熱電聯(lián)產(chǎn)機組裝機130萬千瓦，受供熱影響容量電費欠收1800多萬元。

（三）煤電需更加注重可靠性、靈活性

容量電價機制建立了考核扣減機制，對煤電機組可靠性、靈活性提出了更高要求。《通知》規(guī)定，煤電機組無法按照調(diào)度指令提供申報最大出力的，月內(nèi)發(fā)生兩次扣減當(dāng)月容量電費的10%，發(fā)生三次扣減50%，發(fā)生四次及以上扣減100%。對年內(nèi)月容量電費全部扣減累計發(fā)生三次的煤電機組，取消其獲取容量電費的資格。在單一電量電價時代，煤電企業(yè)靠提升機組運行經(jīng)濟性、合理增加發(fā)電量、持續(xù)降本增效來提高收益。容量電價實施后，煤電機組頻繁地負(fù)荷調(diào)整、長期低負(fù)荷掛網(wǎng)運行，促使機組優(yōu)先采取排放達(dá)標(biāo)、靈活調(diào)節(jié)能力達(dá)標(biāo)策略，放棄部分經(jīng)濟性。煤電企業(yè)既要提高出力預(yù)測精準(zhǔn)度，確保獲得全額容量電費，又要加大機組更新改造力度，提高靈活調(diào)節(jié)能力。

（四）輔助服務(wù)要求可能進(jìn)一步提高

容量電價機制實施后，各地對煤電機組深度調(diào)峰能力要求會更高。各地對煤電機組最小技術(shù)出力的要求有差異，但多數(shù)要求改造后機組純凝運行出力下限不高于35%額定容量。此要求下，大多數(shù)機組略加改進(jìn)即可滿足。國際上看，煤電機組深調(diào)出力可做到更低，如德國煤電機組改造后最小出力為25%—30%額定容量，丹麥則低至15%—20%額定容量。長期看，不排除各地會進(jìn)一步降低煤電機組最小出力要求的可能。同時，國內(nèi)多地“兩個細(xì)則”對煤電機組調(diào)節(jié)速率的基本要求是非深調(diào)負(fù)荷區(qū)間不低于每分鐘額定容量的1.5%。容量電價實施后，作為電力輔助服務(wù)的唯一購買方，電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)很可能會調(diào)高機組一次調(diào)頻、AGC與黑啟動等要求，在新能源發(fā)電占比過高的地區(qū)或時段，可能會要求煤電機組提供轉(zhuǎn)動慣量等輔助服務(wù)。

三、有關(guān)建議

（一）進(jìn)一步明確容量電價機制未來走向，穩(wěn)定市場預(yù)期

煤電容量電價機制是向發(fā)電側(cè)容量電價機制過渡的重要一環(huán)。為穩(wěn)定市場預(yù)期，需進(jìn)一步明確未來容量電價機制政策走向。下一步可能采取兩種模式，即“全容量補償機制+成本型電力現(xiàn)貨市場”模式和“部分容量成本補償機制+策略報價型電力現(xiàn)貨市場”模式?！叭萘垦a償機制”模式是對有效容量進(jìn)行全額固定成本補償，選擇典型邊際機組的單位投資作為全部機組有效容量的容量補償價格。“部分容量成本補償機制+策略報價型電力現(xiàn)貨市場”模式下，電力現(xiàn)貨市場限價水平較高，允許發(fā)用電主體根據(jù)供需情況進(jìn)行“策略性”報價，通過電能量交易回收固定成本和變動成本。結(jié)合我國電力市場實際及對市場價格波動的容忍度，建議采取全容量成本補償機制模式，既保證有效容量供應(yīng)，又促進(jìn)煤電機組的更新?lián)Q代和創(chuàng)新發(fā)展。

（二）規(guī)范跨省跨區(qū)、熱電聯(lián)產(chǎn)等機組容量電費分?jǐn)倷C制

建議國家層面進(jìn)一步明確跨省跨區(qū)機組容量電費在送受電雙方劃分的具體規(guī)定，區(qū)分不同情形制定細(xì)則并督促各地落實，杜絕人為壓低電量電價、推遲容量電費兌現(xiàn)等行為，確保容量電費政策落地生效。同時，對于熱電聯(lián)產(chǎn)機組，需充分考慮對機組因供熱而損失的發(fā)電出力，給予一定補償，以保證該類機組投資積極性。

（三）提升煤電機組靈活性和安全性

容量電價考核壓力下，煤電企業(yè)要加快提升煤電機組靈活性和安全性水平，加快推進(jìn)“三改聯(lián)動”、降本增效等措施，提高煤電機組提供調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)能力。促進(jìn)落后機組加快退出，提升企業(yè)整體有效容量規(guī)模，確保容量電費收益。發(fā)展技術(shù)水平高、排放低、靈活性強的新建煤電機組，探索煤電清潔高效、低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展路徑。

（四）優(yōu)化煤電運營和投資策略

對于既有新能源機組、又有煤電機組的企業(yè)，可通過組合報價策略參與市場競爭，以新能源電力市場收益彌補煤電機組固定成本回收缺失，或以煤電機組容量電費收益彌補新能源機組低報價、并網(wǎng)發(fā)電量少的損失。長遠(yuǎn)來看，煤電作為調(diào)節(jié)性電源比例將逐步提高，要適應(yīng)這一轉(zhuǎn)變，投資有效容量高的先進(jìn)煤電機組，通過提高最大出力來獲取高額容量電費，作為投資主要回收渠道。

（作者單位：國電電力發(fā)展股份有限公司）