煤电电价机制改革迈出关键一步

近日，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》（发改价格〔2023〕1501号）（以下简称《通知》），将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。《通知》准确把握电力系统绿色低碳转型中的形势和需求，推动了煤电向基础保障性和系统调节性电源转型，为建立适应新型能源体系的电价体系迈出坚实而关键的一步。

煤电容量电价文件出台 恰逢其时，兼顾效率和公平

现阶段，煤电仍发挥着保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”和“压舱石”作用，以不足50%的装机占比，提供了70%的顶峰能力和近80%的调节能力。

保障电力安全稳定供应，需要煤电提供可靠的顶峰容量支撑和实现可持续运营。一方面，随着新能源渗透率的不断提高，煤电充分发挥顶峰能力为新能源的不确定性兜底，同时提供调节能力为新能源的消纳提供空间，其利用小时数将逐步下降，这部分成本如不能及时疏导会对煤电投资、建设、运营带来巨大压力。另一方面，适应新能源发展的电力市场体系加快建设，电力商品价值正在从单一的电能量价值逐步向包含电能量价值、可靠性价值、灵活性价值、绿色环境价值在内的多维度价值体系发展。

因此，《通知》的出台适应电力保供和新能源转型发展的形势，符合电力体制改革和完善电价机制的迫切需要，可谓非常必要和及时。

容量成本标准标杆化既鼓励先进高效机组建设，又引导服役期长的机组发挥容量价值。《通知》明确，计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准——330元/千瓦·年。按最新的《火电工程限额设计参考造价指标》测算，此标准与新建先进高效机组的年固定成本相当，对标高效机组制定容量成本标准有利于鼓励先进节能的煤电机组投资。同时，已完成折旧的机组多为服役年限较长的机组，在电能量市场经济排序中不占优势，其固定成本通常低于折旧期内机组，容量成本标准标杆化有利于服役期长的机组多提供容量价值，使不同投产年份的机组发挥各自功能优势。

两部制电价机制与煤电功能转型、电力市场建设进程相衔接。两部制电价从根本上改变了煤电上网电价结构和收益组成。煤电上网电价历经了还本付息电价、经营期电价、标杆电价+煤电联动、基准电价+上下浮动等阶段。目前在开展电力现货市场的地区，煤电是其中的主要参与者。以往单纯依靠电量收益和少量辅助服务收益来回收固定成本和变动成本，造成保发电量成为煤电企业的唯一生命线。在构建新型电力系统的当下，煤电功能转型确已发生并将是一个快速发展演化的过程。

按《通知》规定，2024~2025年全国大部分地区容量电价回收的固定成本比例为30%左右，部分煤电利用小时数偏低、水电占比较高的地区，如河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西为50%左右；2026年起，全国比例提升至不低于50%，云南、四川等地原则上不低于70%。在保持行业资本金内部收益率水平的情况下，基于近期煤电平均电量交易价格和设计利用小时数等参数条件进行测算，通过上述容量电价机制回收30%、50%、70%固定成本后，相当于机组实际年利用小时数可分别降低约900小时、1500小时、2000小时，或者平均电量电价分别释放约5%、8%、11%降幅。正是从价格政策层面重塑了新型电力系统下煤电项目的收益模式，煤电在容量支撑和系统调节方面的作用得到激励与强化。

按有效容量付费并考核，体现按效果付费原则。放眼全球，建立了容量市场或补偿机制的国家一般要求中标机组或资源必须参与现货市场投标，以兑现在长期容量采购中承诺的有效容量。传统的容量电价一般以机组装机容量付费，操作简便但事后管理不足。

《通知》提出，煤电机组每月容量电费根据当地煤电容量电价和机组月度申报的最大出力确定，并按实际提供的最大出力进行考核，做到了容量电费的闭环管理，引导煤电企业加强运营管理水平保障有效容量充裕性。

坚持系统思维，探索在电力系统全局下合理分配容量资源。《通知》考虑了我国电力资源已在全国范围实施配置的现实情况，对跨省跨区外送煤电机组分类施策，提出对纳入受电省份电力电量平衡的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；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；未纳入平衡的机组，由送电省份承担其容量电费。上述规定有效衔接了跨省跨区电力外送，为陆续建设的“沙戈荒”大基地电源的上网电价协商提供了依据。

同时，《通知》提出，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，按照“谁受益，谁分摊”的原则实现成本疏导，有利于后续顺利推动新能源进入电力市场。

完善煤电容量电价机制 还需处理好三重关系

煤电容量电价机制的建立，是深化电价机制改革的一项重大举措，是建立新型电力系统下多维电价体系的关键一步。接下来，完善煤电容量电价机制，以及建立适应电力市场运行情况的发电侧容量电价机制，还需处理好以下关系：

一是支撑性容量和调节性容量的关系。煤电功能转型后，利用小时数下降导致电量电价不足以收回固定成本，故《通知》将煤电的支撑作用和调节能力在此次容量电价机制中予以了统筹考虑。需注意的是，调节性容量更加强调运行层面的响应速度、调节速率和响应精度等，尚未形成对事前付费的有效闭环管理。建议同步深化现货市场和辅助服务市场建设，必要时探索调节性容量市场机制，逐步形成独立的调节容量长期价格信号。

二是容量电价机制和中长期市场、现货市场的关系。《通知》考虑了与电能量市场的协同，提出现货市场连续运行的地方，可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煤电容量电价机制。建议结合现货市场建设进度和中长期、现货价格信号的变化，逐步研究包括燃气、核电、储能、需求响应等容量资源纳入容量电价的可行性，完善新型电力系统下的多维电价体系。

三是有效市场和有为政府的关系。现阶段，为了政策平稳起步和实操性，采用了电量电价通过市场化方式形成、容量电价根据实际情况合理确定并逐步调整的模式。《通知》提出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。建议利用信息化手段监测终端电价变化趋势和煤电综合上网电价水平、收益率动态，充分考虑电力系统经济性对于规划的反馈影响作用。阶段性评估煤电容量电价实施效果，结合各类电源入市和各类容量资源纳入容量电价实行范围的进度，探索建立以系统需求为目标的容量功能需求体系，涵盖运行层面和远期支撑容量需求，推动通过市场化竞争方式采购系统所需容量资源，形成科学合理的市场化容量电价信号。相关部门应更多地以市场限价、容量需求规模等市场边界条件和关键参数为抓手，发挥宏观调控作用。（作者：电力规划设计总院刘庆 贺瑞 罗开颜 张会娟）