完善煤电容量电价机制 促进煤电产业健康发展

2023年11月，国家发改委、能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（简称《通知》），提出适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，推动煤电转变经营发展模式，建立煤电容量电价机制。煤电容量电价机制已运行半年有余，在一定程度上补偿了煤电机组固定成本，但在操作中仍存在回收比例低、兑现不顺畅等问题，亟待进一步完善，促进煤电产业健康发展。

一、煤电容量电价机制的主要特点

（一）为煤电角色转变提供价格机制支撑

富煤贫油少气的基本国情决定了煤炭在我国能源体系中的基础性地位。2015年到2023年，我国煤电装机占比从59%降低到40%以下，但煤电发电量占比仅从68%降低到60%左右，且煤电承担了全国70%的顶峰保供任务。与此同时，煤电作为新能源电力消纳调节性电源的作用愈发突出，要实现由“主体电源”向“基础保障性电源+系统调节性电源”并重角色转变。若煤电电量降得太快，不利于电力保供和维持低水平电价；若煤电装机降得太快，不能确保电力系统运行所需的有效容量。因此，需保持相对平稳、安全可靠的转换过程，煤电容量电价提供了价格机制支撑，可促进煤电产业形成以提供有效容量、增强电力保障能力为主的收益模式。

（二）突出电力市场有益补充定位

我国电力中长期交易和现货市场建设稳步推进，但二者均是电能量交易市场，无法体现不同容量和功能特性电源之间的差异，不能为容量备用类电源提供成本补偿或兑现投资回报。电力现货价格反映的是短期边际成本，一般以边际机组变动成本为基准。对于发电效率高的机组而言，现货市场出清价格高于其发电成本，执行该价格可回收部分固定成本。对于大部分机组而言，边际成本定价法下，机组固定成本难以有效回收。特别是新能源电力大规模参与现货交易，其变动成本更低，带动电力市场价格走低，使其他机组固定成本更难回收。容量电价机制可有效弥补现货市场缺陷，探索为容量备用等差异化产品和服务提供固定成本回收渠道。

（三）稳定煤电机组固定成本回收预期

煤电容量电价机制将原本通过电量电价部分回收且不稳定的固定成本回收机制，转变为基于有效容量的稳定回报机制，对稳定煤电投资预期起到积极作用。《通知》规定，煤电机组固定成本实行全国统一标准（330元/千瓦·年）；固定成本回收比例考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024—2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方为50%左右。2026年起，各地回收固定成本比例提升至不低于50%。虽然各地煤电机组情况不同、成本不一，划定全国统一标准不能完全符合全部机组实际，但其“标杆电价”作用突出，有利于政策尽快落地，为建立竞争性容量市场奠定了制度基础。

二、煤电容量电价机制对煤电产业的影响

（一）可回收部分固定成本但总收益未明显上升

一是部分地区机组电量电价水平下降明显。部分地方为不增加域内工商业用户用电成本，人为降低电量电价。如某省要求省内所有发电集团综合电价不得高于449.88元/兆瓦时（省内标杆电价上浮20%）。某公司2024年年度大用户交易均价396.64元/兆瓦时，同比下降21.1元/兆瓦时，预计电量收入下降约7674万元。二是部分地区容量电费未完全兑现。如某公司机组装机376万千瓦，截至4月累计结算容量电费7672.64万元，但机组满出力容量电费应为12533.33万元，二者差距明显。三是跨省跨区外送电机组容量电费回收不畅。部分地区仍未明确外送煤电机组容量电费划分和分摊机制，如某公司机组目前仅可获取省内电量相应容量电费，省外容量电费尚无法回收。

（二）改变煤电盈利模式但不确定性增加

容量电价机制释放了发电侧通过有效容量取得主要收入的信号，煤电机组需逐渐改变盈利模式，但面临的不确定性也随之增加。一是容量电价机制回收成本占总收益比重较低，易受上游燃料价格影响。煤电发电成本中燃料成本一般占70%以上。虽然国家允许煤电市场交易电价上下浮动范围扩大到基准价的20%，但与煤炭价格波动幅度相比，仍显力度不够。容量电价实施后，煤电机组虽有一定的稳定收益，但空间有限，很容易被燃料价格上涨挤占。二是现货市场电量电价水平不确定性增加。随着新能源电力进入市场规模越来越大，高边际成本的煤电很难与几乎零边际成本的新能源发电同台竞争。且新能源发电处于优先调度地位，在风光大发时段，煤电机组还要考虑启停等问题，会更多面临低电价甚至零电价、负电价情况。三是热电联产机组供热期间出力受限，容量电费回收效果不确定。容量电价实施后，热电联产机组固定成本需由原本的电量电价回收向容量电费回收转变。在供热期间，热电联产机组须确保供热需求，发电出力较低，影响容量电费回收。如某企业热电联产机组装机130万千瓦，受供热影响容量电费欠收1800多万元。

（三）煤电需更加注重可靠性、灵活性

容量电价机制建立了考核扣减机制，对煤电机组可靠性、灵活性提出了更高要求。《通知》规定，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。对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。在单一电量电价时代，煤电企业靠提升机组运行经济性、合理增加发电量、持续降本增效来提高收益。容量电价实施后，煤电机组频繁地负荷调整、长期低负荷挂网运行，促使机组优先采取排放达标、灵活调节能力达标策略，放弃部分经济性。煤电企业既要提高出力预测精准度，确保获得全额容量电费，又要加大机组更新改造力度，提高灵活调节能力。

（四）辅助服务要求可能进一步提高

容量电价机制实施后，各地对煤电机组深度调峰能力要求会更高。各地对煤电机组最小技术出力的要求有差异，但多数要求改造后机组纯凝运行出力下限不高于35%额定容量。此要求下，大多数机组略加改进即可满足。国际上看，煤电机组深调出力可做到更低，如德国煤电机组改造后最小出力为25%—30%额定容量，丹麦则低至15%—20%额定容量。长期看，不排除各地会进一步降低煤电机组最小出力要求的可能。同时，国内多地“两个细则”对煤电机组调节速率的基本要求是非深调负荷区间不低于每分钟额定容量的1.5%。容量电价实施后，作为电力辅助服务的唯一购买方，电网调度机构很可能会调高机组一次调频、AGC与黑启动等要求，在新能源发电占比过高的地区或时段，可能会要求煤电机组提供转动惯量等辅助服务。

三、有关建议

（一）进一步明确容量电价机制未来走向，稳定市场预期

煤电容量电价机制是向发电侧容量电价机制过渡的重要一环。为稳定市场预期，需进一步明确未来容量电价机制政策走向。下一步可能采取两种模式，即“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”模式和“部分容量成本补偿机制+策略报价型电力现货市场”模式。“全容量补偿机制”模式是对有效容量进行全额固定成本补偿，选择典型边际机组的单位投资作为全部机组有效容量的容量补偿价格。“部分容量成本补偿机制+策略报价型电力现货市场”模式下，电力现货市场限价水平较高，允许发用电主体根据供需情况进行“策略性”报价，通过电能量交易回收固定成本和变动成本。结合我国电力市场实际及对市场价格波动的容忍度，建议采取全容量成本补偿机制模式，既保证有效容量供应，又促进煤电机组的更新换代和创新发展。

（二）规范跨省跨区、热电联产等机组容量电费分摊机制

建议国家层面进一步明确跨省跨区机组容量电费在送受电双方划分的具体规定，区分不同情形制定细则并督促各地落实，杜绝人为压低电量电价、推迟容量电费兑现等行为，确保容量电费政策落地生效。同时，对于热电联产机组，需充分考虑对机组因供热而损失的发电出力，给予一定补偿，以保证该类机组投资积极性。

（三）提升煤电机组灵活性和安全性

容量电价考核压力下，煤电企业要加快提升煤电机组灵活性和安全性水平，加快推进“三改联动”、降本增效等措施，提高煤电机组提供调峰、调频等辅助服务能力。促进落后机组加快退出，提升企业整体有效容量规模，确保容量电费收益。发展技术水平高、排放低、灵活性强的新建煤电机组，探索煤电清洁高效、低碳转型发展路径。

（四）优化煤电运营和投资策略

对于既有新能源机组、又有煤电机组的企业，可通过组合报价策略参与市场竞争，以新能源电力市场收益弥补煤电机组固定成本回收缺失，或以煤电机组容量电费收益弥补新能源机组低报价、并网发电量少的损失。长远来看，煤电作为调节性电源比例将逐步提高，要适应这一转变，投资有效容量高的先进煤电机组，通过提高最大出力来获取高额容量电费，作为投资主要回收渠道。

（作者单位：国电电力发展股份有限公司）