重磅 | 煤电容量电价机制出台（洪嘉琳、姜黎 南方能源观察2023年11月10日）

（卢）Georgelu

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eo记者 洪嘉琳 姜黎

编辑 陈仪方

审核 冯洁

2023年11月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》），公布了省级电网煤电容量电价，这是我国首次出台煤电两部制电价机制。煤电容量电价将于2024年1月1日起实施。

国务院2021年10月24日印发的《2030年前碳达峰行动方案》（国发〔2021〕23号）提出，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。煤电容量电价机制出台，有利于推动煤电转变经营发展模式，充分发挥支撑调节作用，更好保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型。

《通知》指出，坚持市场化改革方向，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。

促进煤电发挥调节功能

《通知》提到，当前阶段，适应煤电功能加快转型需要，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

随着风电、光伏等新能源的快速发展，煤电等发电品种利用小时数不断降低，仅靠电能量市场难以回收固定投资成本，导致部分非低碳机组投资不足或过早退出，给电力系统安全运行造成影响。如何适应市场结构的变化，成为世界上许多国家电力市场面临的共同难题。一些市场选择了稀缺电价机制，如美国得克萨斯州电力市场（ERCOT）。稀缺电价机制虽然能够准确反映市场供需，但也存在电力市场价格波动明显的状况，在供需严重失衡时尤其如此。另一些电力市场，如美国PJM、英国、法国等则采用了容量市场机制。还有一些市场如智利、阿根廷、西班牙等则引入了容量补偿机制。

综合考虑我国的能源资源禀赋特点，在建设新型电力系统的目标下，煤电机组是经济高效地满足转动惯量、调节能力、可靠性等需求的重要资源。随着新能源装机规模不断扩大，煤电既要在新能源出力不足时“顶上”，也要在不确定性增强的电力系统中更好地发挥调节作用，保障系统安全稳定运行。

此前，国内部分省市已开始探索引入容量补偿机制。上海、浙江、江苏等地已对天然气发电执行两部制电价，通过容量电价补偿燃气机组部分固定成本。山东发电企业的综合市场交易价格包括容量补偿费用和电能量价格两部分，容量补偿费用从用户侧收取。云南省发展改革委2022年印发的《云南省燃煤发电市场化改革实施方案（试行）》提出，建立燃煤发电调节容量市场，并鼓励未自建新型储能设施或未购买共享储能服务达到装机规模10%的风电和光伏发电企业，自行向云南省内燃煤发电企业购买系统调节服务。国家层面出台完善容量价格机制是推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的重要举措。

煤电容量电价出台后，多位业内人士认为，未来电能量市场交易将主要用于机组回收以燃料成本为主的变动成本，电能量市场价格预计会相应下降。

循序渐进，因地制宜确定容量补偿

煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，其价格按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。《通知》提到，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。

通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，2024—2025年多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，年容量含税电价总体设为100元/千瓦。2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%。

四川和云南是我国的水电大省。截至2023年7月底，水电和火电分别占云南统调发电装机容量的约66.4%和11.9%，四川则提出到2025年水电和火电装机容量分别达到64.1%和16.6%。由于煤电已在电力系统中主要发挥顶峰调节的作用，《通知》将四川和云南2024—2025年的煤电年容量含税电价设为165元/千瓦，并明确2026年起，其通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于70%。

明确分摊、扣减和退出机制

《通知》指出，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，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。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。

对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。其中，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。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊；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，分摊比例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协商确定。对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。

在正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力时，《通知》明确，其容量电费将根据不同情况扣减。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。

为容量市场机制建设奠定基础

2021年4月30日，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》印发，提出坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

《通知》指出，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；已建立调峰补偿机制的地方，要认真评估容量电价机制实施后系统调峰需求、煤电企业经营状况等，相应调整有偿调峰服务补偿标准。电力现货市场连续运行的地方，可参考《通知》明确的煤电容量电价机制，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。

随着煤电容量电价机制等政策的不断完善和电力市场的演进发展，电力容量市场机制“破壳”或不再遥远。

来源：《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》

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国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知

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