为适应新能源占比不断提高的新型电力系统建设，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，《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》（发改价格〔2023〕1501号，以下简称《通知》）文件于2023年11月正式印发，并决定自2024年1月1日起实施。此举将有利于维持煤电企业稳定运营，有序引导发电容量投资，为煤电转变为经济发展模式提供有利条件，从而更好地保障电力安全稳定供应，助力碳达峰碳中和目标的实现。
一、建立容量电价机制的必要性
在碳达峰碳中和目标的引导下，我国新型电力系统建设不断深化，风电、光伏等新能源装机增速显著高于煤电。由于风光发电受地域、环境等影响，出力存在较强的不稳定性，为支撑新能源高比例、快速发展，煤电的定位将由提供电能量向提供可调服务的容量保障性电源转型。在此背景下，保障电力系统具备充足的容量充裕度，实现电能的稳定供应面临三大突出问题：
一是在《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格规〔2021〕1439号）文件发布后，煤电机组全部参与市场交易，收益方式从相对稳定的按计划核定方式全面转为市场交易方式。伴随着新能源装机的持续扩张，在当前可调负荷较少的形势下，煤电机组的市场化空间被压缩，发电利用小时数有所降低，将可能导致其容量利用率不断下降，进而影响发电企业收益。
二是随着现货市场建设的稳步推进，基于短期边际成本的现货价格仅能反映发电机组的运行成本，对于运行成本较高的发电机组而言，系统出清电价与其运行成本接近，其固定投资成本几乎无法通过现货市场回收，造成部分发电机组合理收益受损。特别是在新能源高占比的地区，短期发电成本持续降低，燃煤火电机组可能面临持续亏损，为电力保供带来潜在风险。
三是新能源跨越式发展的过程中还将带来系统备用资源、调节资源成本上升。煤电作为当下主要的支撑性资源，虽然近期煤炭价格有所下降，但近年来煤炭价格持续高位，并且在电力行业压降成本的共同作用下，煤电机组因通过市场竞争获得的收益缺失，机组的灵活性改造进度无法满足预期，进而导致了电力系统供应与调节能力严重不足，系统的可靠性难以保障。
因此必须妥善解决煤电企业发电成本的回收问题，通过建立煤电容量电价机制，实现对于发电企业长期投资的有效回收，从而稳定发电企业电力供应的可靠性，为电力保供起到积极作用。
二、容量电价政策的主要内容
《通知》分为总体思路、政策内容和保障措施三部分内容。其中，政策内容包括实施范围、容量电价水平的确定、容量电费分摊和容量电费考核。
《通知》清晰界定了容量电价的实施范围。容量电价机制，是以确保未来电力供应安全为核心，保障电力系统在面对高峰负荷时的发电容量充裕度的一种经济激励方式。在机制建立的初期，为了激励大容量、高成本煤电机组运行和建设，在满足“双碳”目标的前提下，《通知》规定煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。对于自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组不执行此机制。
《通知》明确核定了容量电价的价格标准。与电量电价主要反映机组的运行成本相对应，容量电价主要反映收机组的固定成本。为了快速建立容量电价机制，均衡考虑各地煤电机组成本投入和回收情况，《通知》规定了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的330元/kW·年。在此基础上，为了支撑煤电机组部分固定成本的回收，按照各地电力系统需要、煤电功能转型等因素，容量电价设定在100元/kW·年和165元/kW·年两个档位，并对各地在2024-2025年、2026年后的回收比例提出30-50%和不低于50%的要求。
《通知》细化规定了容量电费的分摊方式。一是明确了煤电机组可获得的容量电费，按照机组所在地的煤电容量电价和机组申报的最大出力确定。此处以最大出力做依据，出发点是考虑机组能够提供的有效容量，也就是能够客观反映机组对电力系统最大容量需求的实际贡献。二是分别明确了纳入受电省份电力电量平衡的跨省区外送煤电机组和未纳入受电省份的煤电机组分摊方式。在此基础上，纳入受电省份的外送煤电机组又进一步细分为配套煤电机组和其他煤电机组两类，并在执行的容量电价、分摊主体、分摊比例等方面有明确规定。
《通知》重点强调了容量电费的考核要求。为了确保燃煤机组容量电价执行的严肃性，使各燃煤机组能够客观、准确、全面地评估自身发电能力和对系统的支撑效果，对于发生两次、三次和四次及以上无法按照调度指令提供申报最大出力情况的燃煤机组，将分别采取扣减当月容量电费10%、50%和100%的分档考核措施。同时，对于年内累计超过四次未满足申报最大出力情况的燃煤机组，还将取消其获取容量电费的资格。此举将规避因虚报最大出力、旨在获取超额容量费用，而无法满足实际调度指令，导致系统运行效率降低的情况。
三、建立容量电价机制的有关要点
（一）为什么电力市场需要容量电价机制？
容量充裕度是电力系统稳定运行的重要基础，是指系统具备足以在任何时刻都能满足电力电量需求、应对极端情况的足够容量。容量电价作为一种重要的激励机制，使机组能够获得能量市场以外的合理收益，从而实现有效的容量成本回收，有利于引导机组改造、在适当位置建设投资及规划对应的发电容量，保障电力系统长期投资的容量充裕度和灵活性。同时，电能量市场采用的边际定价机制使得发电机组难以回收固定成本，容量电价机制是改善现有发电机组的投资回报的重要方式，可以认为是对现行单一制煤电电量电价的结构性调整和对电量市场的一种补充完善。因此，容量电价机制的建立还有望推动发电企业在电能量市场中按照短期边际成本报价，促进能量和容量进一步解耦。
（二）为什么容量电价仅对部分成本回收？
理想的容量电价设定将满足激励相容原理，也就是既能满足机组长期投资的合理回收，又能激励机组积极参与市场竞争。在此过程中，应明确只有在电能量市场资产收益率明显高于容量电价机制的资产收益率时，才会激励机组参与电能量市场。因此，容量电价机制仅能够满足一定比例的机组固定成本回收，而非回收机组全部的固定成本。《通知》中首次提出了煤电机组固定成本的全国统一标准，作为容量电价的定价边界，并提出了各省级电网煤电容量电价表和回收比例，有利于各地以此为依据因地制宜细化容量电价执行方式。
（三）为什么以机组的最大出力确定容量电费？
合理的容量成本回收，理论上应根据机组对电力系统最大容量需求的实际贡献确定，具体可按照机组出力特性、厂用电率、机组检修、非计划停运（含缺燃料停运、非系统原因停运和机组自身原因限高）、事故停机等因素进行折算。考虑到各因素数据规模大、统计口径差异大，各类型煤电机组情况复杂，各地也会因实际情况不同存在较大差异。因此，《通知》中采用的机组申报最大出力的计算方式，实际上是对于机组有效容量的初步体现，有利于快速建立容量电价机制的同时，较为充分地反映机组对于电力系统的支撑作用。
（四）跨省区外送煤电机组如何分摊容量电费？
我国电力市场特点之一是通过大电网进行资源大范围优化配置，部分省份有相当比例的外来电参与容量支撑。在容量费用的分摊方面，《通知》采取的总体原则是外送煤电如果纳入到了受电省的电力电量平衡，即认定其为受电省提供了容量支撑，在考虑是否为配套煤电机组的基础上，判断是否获得与受电省内煤电机组同等的容量电价待遇或由送受双方按受电比例或约定比例分摊。对于未纳入受电省份电力电量平衡、参与省间现货交易或应急调度等跨省区临时互济的煤电，则暂不认可其对于受电省份的容量支撑作用，其容量电费由送电省承担。
文丨陈启鑫，系清华大学电机工程与应用电子技术系教授
