随着风光新能源的快速发展，全国来看，煤电机组发电利用小时总体呈现下降趋势，煤电机组正由传统的基础性电源向基础性、调节性电源并重转变，这是不争的事实。
在此背景下，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》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称“通知”），这是继国家发展改革委印发《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）后，深化电价市场化改革的又一重大举措。2022年2月，为理顺上游电煤价格机制，国家发改委《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号）发布，要求自2022年5月1日起，在坚持市场机制的基础上，明确煤炭价格合理区间、强化区间调控，引导煤炭价格在合理区间运行。（新电改8年丨聚焦监管、溯源、放开三个维度，全方位构建煤、电市场运营监管格局）可以清晰地看出，在放开电力上下游价格的同时，国家打出了一系列稳价保供政策组合拳，既明确煤炭价格合理区间，也明确了合理区间内煤、电价格可以有效传导，还为煤电兜底保障建立两部制的容量电价机制，构建并实现了有为政府和有效市场相结合的具有中国特色的卓有成效的社会主义市场经济治理体系。
1.什么是煤电机组容量电价机制？在推进电力体制改革的多个文件中，都曾提及容量电价机制。例如，“1439号”文中提到“探索建立市场化容量补偿机制”；“118号”文提到“加快应急备用和调峰电源能力建设，建立健全成本回收机制”。因此，煤电容量电价机制不是心血来潮、权益之计，是实现改革和“双碳”目标系列组合拳配套政策之一。
将煤电改为两部制电价机制，一方面通过容量电价回收固定成本，体现煤电容量支撑调节价值，保证系统有效容量长期充裕；另一方面通过电量电价回收变动成本，与现货市场报价反映单位边际成本保持衔接。其中：容量电价主要反映发电厂的固定成本，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式等密切相关；电量电价主要反映发电厂的变动成本，与燃料费用和材料费用等密切相关。在这里，容量电价可简单理解为火电企业根据日常经营的固定成本来向使用电能的下游用户收取一定比例的费用，按照“谁受益、谁付费”原则将固定成本向下游传导，以此来保障电力投资正常进行，属于托底的措施。从本质上说，容量电价机制的作用在于让灵活性调节电源回收发运成本以外的其他成本，补偿其在电力系统中的定位从基荷电源转变为调节电源后、利用小时数下降、电价受到市场规则约束而导致无法回收的成本，并获取合理收益维持可持续运营，实现电力保供。
2.煤电机组容量电价怎么计算？煤电机组固定成本统一标准为每千瓦330元/年是什么概念呢！？“通知”明确全国煤电机组经营期间每年固定成本统一标准为每千瓦330元，由于不同区域煤电发电利用小时、煤电转型速度存在差异，各地煤电容量电价水平也不一致。煤电利用小时越高的地方，单位固定成本越低。譬如年利用小时3000小时左右的机组，每千瓦单位发电量约3000千瓦时，单位固定成本约11分/千瓦时（330元/千瓦÷3000千瓦时）。譬如年利用小时4000小时左右的机组，每千瓦单位发电量约4000千瓦时，单位固定成本约8.25分/千瓦时（330元/千瓦÷4000千瓦时）。
“通知”明确湖北省煤电机组容量电价回收的固定成本比例为30%，其获得的容量成本补偿约每年每千瓦100元（330×0.3）。一台100万千瓦机组，正常情况下2024年容量电费1亿元。如果该机组年利用小时达到4000，年发电量40亿千瓦时，则单位容量电价约2.5分/千瓦时（1亿元÷40亿千瓦时）。若某省份煤电机组平均年利用小时更低，确定该地区的容量电价回收的固定成本比例为50%，其获得的容量成本补偿约每年每千瓦165元（330×0.5）。以此类推，如果煤电机组转型更快或水电等资源比重更大的地方，煤电发电利用小时下降更厉害，单位固定成本即容量电价更高。“通知”针对云南、四川、河南、重庆、青海、广西、湖南等7个水电电量比重较大、煤电转型速度较快的地区，按照50%容量电价（165元/千瓦/年）执行，即是基于上述计算规则。
3.煤电机组容量电价对全省火电企业有何影响？传统意义上各电源的价格都是参照煤电“基准价”确定，而容量电价实则是把原先的基准电价进行了更细致的拆分——固定成本、变动成本等，这样便更有利于明确各电源在系统中的权利与义务。
从湖北省来看，2024年拥有装机容量近3300万千瓦的公用煤电项目，按照国家核定标准计算，容量电价一项每年成本支出约33亿元，加之跨区配套电源容量电费，整体预计一年容量电费支出将超过33亿元。
33亿元的容量电费，将使得全省煤电企业获得较为稳定的成本补偿，且随着煤电利用小时的下降，2025年以后预计容量电费单位标准还将进一步提高，补偿成本还将进一步增长。
对全省燃煤火电企业来说，在未来的新型电力系统中，煤电将逐步定位为调节性电源，停机备用是常态——既可能在午间光伏大发的那几个小时时段，亦可能在来水较丰的丰水季节那几个月份。
有了容量电价机制，就给备用机组吃下了“定心丸”，通过容量电价回收部分或全部固定成本，可以稳定我省装机容量3300万煤电项目发展预期，稳定发挥“压舱石”作用，时刻保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源提供有力支撑，更好地促进能源绿色低碳转型！
4.煤电机组容量电价对工商业用户有何影响？
根据《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》等文件精神，自2021年10月15日起，除了居民和农业用电继续执行政府定价外，工商业电力用户要全部进入电力市场，按市场价格购电。工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。
“通知”指出，各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月将由工商业用户按用电量比例分摊。
这是否意味着工商业用户电价也会随之上涨呢？
11月10日，国家发改委有关负责同志在答记者问中指出：“由于建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平是基本稳定的，特别是电量电价小幅下降，将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。同时，该政策不涉及居民和农业用户，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策”。
国家发改委上述回答非常客观，底气十足，彰显了“有为政府”的担当作为。
这是由于自2021年以来，围绕电力体制改革和“双碳”目标，国家发改委、国家能源局等部门坚持系统思维和“全周期管理”理念，在国家宏观层面已经打出了系列组合拳，保供稳价、低碳转型具有科学合理的政策基础和健康稳定的市场基础。
从政策保供角度来看，按照《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），燃煤发电企业和工商业用户全部入市，发电侧和用电侧已经形成“能涨能跌”的市场化电价机制。
按照《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），在坚持市场机制的基础上，明确煤炭价格合理区间、强化区间调控，引导煤炭价格在合理区间运行。
有为政府、有效市场双管发力，无异于给“电煤”套上了“紧箍咒”，煤、电市场实现了有序监管，”电煤“市场也迎来重大变革：煤价、上网电价、用户电价通过市场化方式实现了“三价联动”，从根本上理顺了煤、电价格关系，化解了长期难以破解的“煤电顶牛”矛盾，为实现电力领域保供稳价、低碳转型目标奠定了政策基础。
从市场运行实际情况来看，2023年电煤价格呈现下降趋势，单从电煤采购价格指数“CECI进口指数”来看，7000规格品到岸综合标煤单价，从年初的1517元/吨（中电联发布2023年第1期，总第168期），回落到年末11月2日的1033元/吨（中电联发布2023年第40期，总第207期），单价较年初最高点下降32%。其他类似的相关指数反映来看，在政策调控下，电煤价格总体上呈现了较大的降价幅度。在电力市场交易中，月度中长期燃煤发电市场化交易电价也反映了这一降价趋势。
几个典型省份煤电市场化交易价格给我们提供了参考，这些省份煤电市场化报价与电煤价格趋势基本一致，在7、8、9月份不再按照20%的顶格涨幅报价交易。广东燃煤基准价全国最高，7、8月份燃煤火电月度交易均价涨幅分别为14.14%、10.51%；山西是煤碳资源大省，7、8月份燃煤火电月度交易均价涨幅更低，分别为11.43%、9.8%，浙江是资源需求大省，7、9月份燃煤火电月度交易均价涨幅分别为17.6%、16.36%。
在政策引导下我国电力市场呈现了欣欣向荣、竞争有序、稳健运行的喜人态势，为构建低碳、节能、环保、可持续发展的能源结构奠定坚实的基础。
可以预见，煤电容量电价政策落地实施后，在煤炭价格总体运行在合理区间背景下，煤电机组将围绕能源转型持续优化电能量市场竞价策略，降低中长期及现货市场报价水平，实现综合电度电价稳中趋降，确保用户侧电价水平保持总体平稳，持续筑牢能源安全和能源转型根基。
