根据2023年国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），从2024年1月1日起，现行煤电单一制电价调整为两部制电价，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。这对于理顺煤电价格形成机制，科学反映成本构成，更好发挥煤电行业的基础保障性和系统调节性作用，助力我国电力和能源系统安全转型具有重要意义。
意义重大助力行业发展
首先要理解有效发电资源和有效发电容量的概念。
有效发电资源是指在高比例新能源发电系统中，因天气等原因造成新能源发电出力不足情况下，能够及时提供可靠发电能力的发电资源。在电力市场化和绿色转型过程中，如何确保有效发电资源的充裕度是各经济体普遍面临的一项挑战。在储能尚不能规模化、经济性、多场景应用前，间歇性、波动性和“靠天吃饭”将会一直伴随着新能源发电。即使当前局部地区、个别场景已经实现了100%风光等新能源电力供应，但这也只是人们在放弃了部分效率、经济效益和可靠性情况下与现有技术达成的“妥协”。
发电资源的有效性主要体现为装机容量转化为发电能力的程度。通常人们认为，装机容量代表了发电能力。例如，2022年我国总装机容量是25.6亿千瓦，比2016年增长9.1亿千瓦，能说2022年我国发电能力比2016年增长了9.1亿千瓦吗？当然不能。因为这9.1亿千瓦的装机增量中，风光等新能源装机占到了58%。由常识可知，需要考虑风、光发电的时空特性。在一个空间跨度较大的地理范围内，同时刮风或同时阳光普照的概率是较低的，更何况风速有大小、光照有强弱。因此，各个新能源发电场站同时发电的概率很低，能提供的出力也是差异较大的。
有效发电容量是一个价值概念。发电容量的有效价值主要取决于发电与负荷时间特性的匹配程度，即发电能力是否可以很好地跟随、满足用电负荷的变化。用电负荷特性与经济社会活动、生活习惯等紧密相关，与风光等新能源发电出力特性或预测情况几乎没有什么联系，用电高峰与新能源发电出力大发时段也不一定存在高同时率。因此，至少从电源之间、供需之间的同时率角度考虑，风光等新能源发电装机并不能完全转化为有效发电能力，新能源发电装机对负荷的有效保障、可靠供给能力是要打折扣的。这也是高比例新能源电力系统必须强调“源荷协同”的主要原因。相比而言，常规发电（特别是火电）可以实现“源随荷动”，能够提供有效的发电能力，可以完全确保时间维度上的电源之间、供需之间的高同时率，可以满足长期负荷增长或短期需求变化。当前采用较多的分时电价在一定程度上也是根据发电与负荷特性匹配程度确定的。
随着电力系统绿色化、低碳化程度不断提高，新能源和常规电源发电容量有效价值的差异日益凸显，电力系统运行呈现出日益显著的“量力分化”，进而使得电力市场呈现出价值多元化趋势——电能量价值、调节价值、有效容量价值和环境价值。其中，三类价值都有相应的市场机制（如中长期和现货市场、辅助服务市场、绿电交易市场和碳交易市场等）实现价值变现，唯有有效容量价值还没有大规模变现途径（国内仅有山东等个别地方出台容量补偿机制）。
经过多年的电力市场化改革，特别是现货市场长周期结算试运行，各类市场主体普遍是基于变动成本参与电能量市场报价的。煤电机组的燃煤成本通常占到总成本的七成左右，在燃煤价格高企和新能源发电大规模并网情况下，煤电企业盈利能力显著下降。发电企业近年来出现亏损状况，时至2023年，仍有部分发电企业处于整体亏损状态，也影响了企业再投资能力和有效发电容量投资。造成这一现象的一个重要原因，是我国现阶段的电力市场体系并未及时、真实体现发电容量价值，没有提供与之紧密相关的固定成本回收渠道。长此以往，有效发电容量的短缺势必影响高比例新能源电力系统的长期安全水平和短期应急能力。
在此背景下，煤电容量电价机制是实现煤电项目成本（通常是固定成本）补偿的一种方式。《通知》通过调整煤电机组收入结构（市场化电能量收入+固定发电容量收入），采取逐步提高的方式部分补偿固定成本，有助于稳定煤电行业预期，改善煤电企业发电业务现金流和盈利能力。
回归容量市场用电成本影响不大
现阶段，我国电力市场体系尚不完善，着眼中远期发展，我国需要建立一个体现发电容量价值的机制。这也是此次煤电容量电价机制的政策属性——过渡性机制。未来，容量补偿机制应逐渐回归容量市场，实施全容量补偿，减少对特定类型电源的差异化补偿。
《通知》提出，根据各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，在2024~2025年，部分煤电功能转型较快的地方采用50%的固定成本回收比例，其余地方采用30%的固定成本回收比例。采用50%比例的省份可以分为三类。第一类是火电装机占比较低的省份，包括四川、云南、青海，三地近年火电装机占比均低于15%。第二类是近年用电量增速较快且水电占比较高的省份，包括广西、湖南、重庆，2017~2022年三地用电量年均增速分别达到9%、7.2%和7.2%，水电装机占比分别达到29%、28%和29%。第三类是发电利用小时数低且本地电网及其所在区域电网平衡能力有限的省份，如河南。另外，燃煤价格也是一个重要考虑因素。例如，湖南处于我国发电用煤运输链最末端，煤价高企，煤电机组发电成本居高，造成较大经营压力。
此外，根据《通知》，此次煤电容量电价机制的受益方是合规在运的公用煤电机组，补偿标准由政府主管部门制定，资金来源是工商业用户，征收渠道是各地随输配电价收取的系统运行费用，电网企业执行资金结算、达标情况统计等工作。这是此次煤电容量电价机制涉及的主要利益相关方。因此，工商业用户终端电价将受到煤电容量电价机制的影响。
根据国家发展改革委发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，工商业用户全部进入电力市场。因此，工商业用户电价将由电能量市场交易价格、系统运行费（包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费和煤电容量电费）、输配电价、上网环节线损费用、政府性基金及附加构成。根据统计，工商业用户电价中，由电力市场决定的电能量市场交易价格占比在65%左右，输配电价占比在25%左右。根据2024年1月全国各省电网代购电价情况看，大多数地区工商业用户煤电容量电费分摊在1分/千瓦时~2分/千瓦时，煤电容量电费虽然是新增项，但是并不能对工商业用户的电价结构产生重大影响，由市场竞争决定的电能量电价和由政府核定的输配电价仍是决定性因素。
但是煤电容量电费的出现也增加了用户对终端电价的预测复杂性，对电价敏感企业的能源管理、成本管理提出了新要求。
容量电价机制的价值体现
一是实施容量电价机制，有助于提高整个系统的安全可靠运行水平。确保短期应急与长期充裕本应是所有类型电源都要承担的责任，但是在高比例新能源发电系统中，随着发电量更多被绿电替代，短期应急与长期充裕的责任被更多地转移给了发电量占比逐渐降低的常规电源。这是在电力绿色转型过程中的“责任转移”。容量电价机制有助于确保在发电量占比逐渐降低的情况下，为贡献有效发电容量的机组提供了固定成本回收的渠道。
二是实施容量电价机制，有助于系统保留必要的有效发电容量，确保更好适应高比例新能源电力系统所具有的间歇性、波动性，减少高比例新能源电力系统运行调控的复杂程度和难度，提高系统对新能源的消纳能力。
三是实施容量电价机制，有助于相关发电企业统筹市场化收入与固定收入之间的关系，采用更加合理的策略参与现货市场。这一点对于新能源发电大规模进入现货市场背景下，高边际成本的常规发电而言至关重要。这些电源可以通过市场价格预测，确定更具竞争力的量价策略，进一步提高现货市场出清价格合理性，减弱电力现货价格受新能源出力的影响程度，而更多由供需关系决定价格。
（作者系博众智合（Agora）能源转型论坛中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员）
