近日，国家发展改革委会同国家能源局印发《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》），对于进一步深化电价机制改革，充分发挥煤电机组支撑调节作用，更好保障电力安全可靠供应，推动新型电力系统建设和能源绿色低碳转型，具有重要意义。
一、紧扣新型电力系统建设目标，创新建立容量电价机制
为实现“双碳”目标和构建新型电力系统，具有随机性、波动性、间歇性的新能源发电加快发展，煤电正由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，对系统支撑调节作用进一步凸显。“十三五”以前，煤电机组规划设计年利用小时数较高（多为5000~5500小时），在现行单一制电量电价下，通过满发多发可有效回收成本、获取收益。但随着新能源的快速发展，煤电年利用小时数逐步下降，单一制电量电价难以保障煤电回收全部固定成本，不利于煤电机组平稳运行和充分调动保障型煤电建设积极性，电力系统未来出现可靠电源装机不足的“灰犀牛”风险正在积聚，亟待建立容量成本补偿机制，以科学体现煤电机组提供的容量价值。
从国际实践经验来看，容量成本补偿机制一般包括稀缺电价、容量市场和容量电价等。稀缺电价机制相对易于实施，但执行过程中存在电价剧烈波动风险。容量市场多在较为成熟完善的电能量市场和辅助服务市场基础上建立，市场机制设计和兼容性问题复杂，难以一蹴而就。容量电价机制则具有一定的政府定价色彩。长远来看，随着电力市场化改革纵深推进，我国应加快建立电能量市场、辅助服务市场、容量市场等高效协同的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。当前，我国电力市场建设有待持续完善，以煤电起步，出台建立容量电价机制，既势在必行，又恰逢其时，可充分发挥政府定价“有形之手”功能，通过价格信号引导煤电加快实现经营模式从“抢电量”向“顶峰调峰”转变，激励系统长期可靠性资源投资，助力新型电力系统建设。
二、执行统一机组固定成本，回收比例设置兼顾时空差异
（一）全国“一把尺”确定煤电机组固定成本。《通知》明确，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。这样安排，一是目前各地新建煤电机组固定成本差异不大，具备制定全国统一标准的基础，有利于避免出现各地攀比的情况，影响政策执行效果；二是省去了国外容量电价机制设计中有效容量识别等复杂争议环节，在实际执行中简单易行、可操作性强；三是充分体现了价格上限管制的思想，特别是百万千瓦级先进煤电机组固定成本不仅略低于全国统一标准，而且单位煤耗大幅降低，发电效益相对更高，可激励市场主体自主优化扩建技术方案，降低建设运营成本，树立了煤电发展新标杆。
（二）科学确定各地容量电价回收固定成本比例。《通知》明确，2026年起各地通过容量电价回收固定成本的比例不低于50%，云南、四川等煤电转型较快地方不低于70%。事实上，合理确定容量电价回收固定成本比例是容量电价方案设计的关键一环。定的低了，可能对煤电机组补偿力度不够，难以有效激励煤电机组投资扩建；定的高了，煤电机组在电能量市场中的报价会显著下降，拉低核电、水电等未出台容量电价机制电源品类的价格，影响其平稳健康运行。同时，各地煤电机组功能转型进程存在较大差异，如浙江等省份2022煤电年发电利用小时数仍超过5000小时，云南、四川等省份则相对较低，不宜“一刀切”确定容量电价水平。经初步匡算，按50%及以上标准设定容量电价，可有效覆盖新建煤电固定成本中现金流部分，充分发挥容量电价“旱涝保收”功能，为机组基本运行提供兜底保障。
（三）坚持“先行建立机制、逐步过渡到位”。《通知》明确，2024—2025年多数地方容量电价回收比例为30%左右，云南、四川、河南等7个煤电功能转型较快的地方为50%左右。为确保政策平稳出台，《通知》以多数地区30%回收比例起步、先行建立容量电价机制，有利于充分释放政策信号，给相关煤电主体吃下“定心丸”，稳定煤电行业发展预期；实施过程中“迈小步、不停步”，逐步向50%比例过渡衔接，以时间换取空间、确保政策实施效果。
三、按照“谁受益、谁承担”原则，合理分摊容量电费
（一）将煤电容量电费纳入系统运行费范畴。《通知》明确，煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，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。2023年5月，国家完成第三监管周期输配电价改革，创新提出系统运行费概念，为本次煤电容量电价改革，提供了合理疏导成本渠道。《通知》将煤电容量电费纳入系统运行费，有利于引导社会公众逐步接受“全社会为电力系统调节能力买单”的理念；明确相关费用向工商业用户分摊，可维持居民农业用户电价稳定，保障改革平稳落地。
（二）推动送受端公平承担煤电容量电费。《通知》区分跨省跨区外送煤电机组类型，创新确定煤电容量电费分摊方式。纳入受电省份电力电量平衡的配套煤电机组（即所谓“点对网”煤电机组），调度运行方式上以保障和满足受端省用电需求为主（一定程度上可视为受端机组），原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担，向多省送电的，容量电费暂按受电省份分电比例（或送电容量比例）分摊。纳入受电省份电力电量平衡的其他煤电机组（即所谓“网对网”煤电机组），定位上多兼顾本地用电和外送需求，原则上执行送电省份容量电价，容量电费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，由送、受方协商确定分摊比例。对于未形成长期稳定送电关系、未纳入受端电力电量平衡的煤电机组，其主要体现电量互济价值；对此，《通知》明确未纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。
需特别指出的是，对于送端大基地来说，容量电价机制建立后，由电量电价回收的投资和成本需求降低，在受端市场的竞争力将有所提升，运用市场化手段消纳大基地电力的可能性有望增强。
四、激励与约束并举，确保机组发挥支持调节容量价值
《通知》要求，正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%；对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。对煤电机组给予容量电费的前提，是机组能够充分发挥其支撑调节容量价值。为避免煤电容量电价政策执行后出现“养懒汉”的情况，《通知》注重激励与约束并重，科学制定容量电费考核标准，对未达标的煤电机组容量电费进行扣减，情节严重的终止其获取容量电费的资格，以确保煤电机组随时随地根据系统需求提供约定的支撑调节容量。
五、强化政策协同，确保用户电价总体平稳
建立煤电容量电价机制，虽然是对现行单一电量电价制的技术性调整和重要补充，但涉及面广，社会和行业普遍关注。《通知》强调，要加强保障措施配套，周密组织实施，强化政策协同，密切跟踪监测；特别提出，国家发展改革委将强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定，确保机制平稳实施。预计煤电容量电价政策落地执行后，在煤炭价格总体运行在合理区间背景下，煤电机组将优化电能量市场报价策略，降低中长期、现货市场报价水平，实现综合电度电价稳中趋降，确保用户侧电价水平总体平稳。
六、从煤电起步，擘画市场化容量补偿机制发展蓝图
《通知》虽然聚焦煤电、暂不涉及其他类型发电机组，但在机制设计中注重与电力市场的统筹协调，便于未来机制向覆盖各类电源的发电侧容量电价机制、容量市场等市场化容量成本补偿机制衔接过渡。《通知》明确，各地要加快推进电力市场建设发展，完善市场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量电价机制协同发挥作用；电力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《通知》规定的容量电价机制，为具备条件的省份探索建立发电侧容量电价机制提供了政策土壤。此外，《通知》明确各地执行相对统一的煤电机组固定成本（容量电价），也为煤电机组作为边际机组的省份后续在探索建立容量市场时，合理确定容量招标指导价（上限价）提供了参考。
七、管进管出，煤电电价政策“另一只靴子”有望加快落地
为应对未来新能源发电高比例接入电力系统后可能频繁出现的“晚峰无光”“极热无风”等问题，国家积极推进应急备用电源能力建设，引导退役或临近退役煤电机组“退而不拆”转为应急备用。应急备用煤电机组在常态下停机备用，仅在电力平衡紧张、电网严重故障以及重大保电需要等应急状态下启动，且基本已完成财务折旧，在运行方式和成本构成上有别于常规煤电机组，需配套建立应急备用煤电机组容量电价机制。对此，《通知》提出，应急备用煤电机组的容量电价，由省级价格主管部门会同能源主管部门按照回收日常维护成本的原则制定，鼓励采取竞争性招标等方式确定。应急备用煤电机组容量电价可有效应对未来煤电机组潜在资产搁浅风险，保障煤电机组稳妥有序退出。煤电容量电价机制与应急备用煤电机组容量电价机制协同配合，绝非重新支持煤电机组“大干快上”，而是“管进管出”、两手发力，真正从根本上解决煤电行业转型发展问题。
站在构建新型电力系统的历史路口，《通知》的出台为创新建立煤电容量电价机制，促进煤电机组功能转型，充分发挥煤电支撑调节容量价值提供了清晰明确的方向和路径，是继2021年进一步深化煤电上网电价市场化改革政策之后，发电侧上网电价改革的又一座里程碑。可以预见，煤电机组容量电价机制将充分发挥稳预期、保能力、促转型的积极作用，有效推动我国煤电行业降本增效和高质量发展，促进新型电力系统加快构建。
