煤电容量电价机制自2024年1月1日起实施。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确定。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：叶停停）
2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右；2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，该部分费用由全体工商业用户集体共同分摊。然而随着电力现货市场的推进速度逐步加快，针对火电单独设立的这种统一标准的容量补偿机制是否合理呢？我们一起来探讨一下。
首先，火电在参与现货交易时均以报量报价方式参与，在一个完全竞争的市场中，假定交易主体均是理性的，则应以边际成本进行申报，不同机组由于其成本不同，在报价时自然申报价格也不同。
举例来看，假定某个市场中有5台机组，分别为A、B、C、D、E，其度电成本分别为280元/兆瓦时、300元/兆瓦时、350元/兆瓦时、390元/兆瓦时、600元/兆瓦时，则其最终形成的供给曲线则如下图所示，我们来看下不同出清价格下的几种情况：
图1 供给曲线与容量成本回收逻辑
当出清价为280元/兆瓦时时，A机组中标，边际成本得到回收，但是固定成本中的容量部分无法回收，在这种情况下设定额外的容量补偿是非常合理的；
当出清价为300元/兆瓦时时，A、B机组均中标，现货发电量均以300元/兆瓦时结算，且A机组成本为280元/兆瓦时，则现货价格超出成本的部分则可以补偿部分容量部分成本，即上图中黄色矩形S1所表示的面积。此时可以看到A机组的部分容量成本已在电能价格中回收；
以此类推，当出清价格为600元/兆瓦时时，五个机组均中标，现货发电量均以600元/兆瓦时结算，此时除变动成本部分，机组A可以从电能价格中回收的容量成本的部分为S1+S2+S3+S4，其价值已足够回收容量成本；B机组可以从电能价格中回收的容量成本为S2+S3+S4，其价值也足够回收容量成本；同理C机组可以从电能价格中回收的容量成本为S3+S4，D机组为S4，除边际成本最高的E机组外，其余机组均可从电能价格中回收全部或部分容量成本。
因此从长周期来看，每个市场的现货价格的分布情况会影响火电机组从电能电价中回收容量成本，以蒙西、山西、甘肃、山东为例，选取全部现货市场运行周期的实时电价制作价格分布图，可以看到除甘肃外其他三个省份的价格分布规律较为接近，大部分集中在本省燃煤基准价的0.7至1.5倍的区间，其次由于新能源装机占比较大，地板价时段相对较为突出，最后不同省份由于电源结构、供需关系不同也都出现了不同程度时长的尖峰电价。
图2 典型现货省份的现货价格分布
同时，由于新能源出力的逆调峰性，火电在现货市场中的出力曲线是天然符合现货电价走势的，当现货价格高时火电往往出力较大，反之亦反。因此火电在现货市场获得的最终收入会比现货均价本身更高。以下列举了上述四个省份的火电现货加权均价（用实时市场边界条件与实时价格估算的结果，与实际情况存在一定偏差），可以看到四个市场中火电实际在现货中获得的收入都有不同程度超出现货均价，这就是火电出力曲线在现货市场中天然易得的损益。
上述价格分布如果再与火电发电电量分布结合来看的话，火电在电能电价中回收的容量成本是比上述列举的简单情况更多一些。
图3 典型现货省份的现货均价与火电加权价格
以上用简单的模型说明了电能价格是可以回收部分容量成本的。实际市场中还应考虑中长期部分与现货的衔接情况。但总的来说，容量补偿机制本意旨在通过两部制电价:电量+容量，用电能电价解决火电变动成本，用容量补偿解决固定成本回收问题。
该举措改革风险小，效果也较为显著，易于实现，但在实际运行过程中，统一、固定的补偿标准显得市场化应用手段不足，且大部分机组是可以从电能价格回收全部或部分容量成本的，因此现行的容量电价补偿机制仍然存在一定的优化空间。
本文内容仅反映作者基于市场实际情况的观察，不代表兰木达公司观点。
