发挥电价机制作用，提升电力系统可靠性

1978年改革开放以来，我国电价形成机制经历了一系列变革探索，先后实行了“还本付息电价”“燃运加价”“经营期电价”“容量电价”等多项电价政策，对扭转我国长期存在的缺电局面，支持国民经济持续快速增长，促进电力企业加强管理、提高效率，起到了积极作用。在电力工业改革进程中，每次电价机制改革一方面要保证充裕的发电容量，一方面还要保持电价水平总体稳定，确保新旧电价体制平稳过渡，此次引入煤电容量电价机制也不例外。

1.容量电价机制的提出

2003年国务院办公厅发布的《关于印发电价改革方案的通知》（国办发〔2003〕62号）就提出将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价，其中发电、售电价格由市场竞争形成，输电、配电价格由政府制定，并提出两部制电价机制，希望从宏观上统一调控电源发展。其中，文件中关于上网电价改革的方向提出全面引入竞争机制，价格由供需各方竞争形成。过渡时期，上网电价主要实行两部制电价，其中，容量电价由政府制定，电量电价由市场竞争形成。各地也可以根据实际采取部分电量竞价等其他过渡方式。容量电价应为投资者提供部分收入保障，并能够引导电力长期投资。容量电价水平可按电力调度交易中心经营范围内发电企业平均投资成本的一定比例制定，原则上实行同网同价，并保持相对稳定。

2.容量电价机制的现在

煤电容量电价机制出台的背景

当前，我国加快构建新型电力系统，电网形态更加复杂多样，系统运行机理和平衡模式发生深刻变化，电源结构由可控连续出力的煤电装机占主导向不确定性强、可控出力较弱的新能源发电装机占主导转变，电网运行更加复杂，电力系统对调频、调峰资源的需求将大大增加。提升系统调节能力、加强安全保供的重要性进一步凸显。

一方面，对电网稳定运行的挑战越来越大。新能源大规模高比例并网后，电力供需平衡调节和安全运行保障机制有待完善。随着新能源发电装机占比不断提升，新能源小发期间电力供应不足、大发期间消纳受限问题可能交替出现，极端天气下电力可靠供应难度将进一步增加。同时，电力电子静止设备大量替代旋转同步电源，系统转动惯量持续下降，将给电网运行带来新的挑战。

但另一方面，煤电仍是我国发电量的中流砥柱，但煤电功能定位亟需转变。目前，我国火力发电装机容量13.32亿千瓦，占比52%，但提供的电力占比却接近70%，仍是维持我国电力稳定供应的支柱。中电联预计，2023年全国最高用电负荷比2022年增加8000万千瓦左右，全国约存在2000-3000万千瓦的电力缺口。未来三年，全国电力需求仍将保持刚性增长，全国电力供应保障压力仍然较大，结合当前电源、电网工程投产进度，预计2024年仍有14个地区电力供需紧平衡，亟需完善电价体系，促进火电稳定投资，保障电力安全稳定供应。针对煤炭价格上涨、供应偏紧等问题，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)，采取推动燃煤发电市场化、实施电网代理购电，对煤炭价格实施调控等一系列措施，有效缓解了电力供应紧张局面和煤电企业经营压力。但考虑到一次能源价格波动、碳排放成本内化、利用小时数下降等因素，煤电未来发展仍存在不确定因素。

特别是，随着燃煤发电上网电价放开，机组通过市场化定价，通过政府定价实现激励发电容量长期投资的方式正在改变，政府电价激励作用下降；现货价格一般反映电能量变动成本，中长期市场交易价格以现货价格为“锚”，难以完全考虑固定成本，对市场建设提出新要求；煤电机组投资建设周期2—3年，仅根据中短期电能价格信号进行长期投资决策，将降低投资积极性。我国最大用电负荷预计仍将维持中高速增长，加之随机性、间歇性新能源的快速发展，系统电量供应能力增强，与高峰负荷相适应的有效容量增速降低，未来将出现有些机组卖电量、有些机组卖有效容量的情况，有效容量商品属性增强。

煤电容量电价政策三个关键点

为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，充分发挥支撑调节作用，更好保障电力安全稳定供应，并做好和未来容量电价市场机制的衔接，我国及时出台了煤电两部制电价机制，电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况逐步调整，充分体现煤电支撑调节价值，保障煤电企业投资预期，确保煤电行业持续健康运行、电力系统有效容量合理充裕。

一是对煤电容量电价设定统一标准。将用于计算容量电价的煤电机组固定成本全国统一明确为每年每千瓦330元。根据各地煤电转型情况，多数地方按固定成本的30%确定容量电价水平，煤电转型较快的云南、四川等7个地方按50%确定；2026年起各地提升至50%以上，云南、四川提升至70%以上。按照上述标准给予容量电价补偿，预计基本能够覆盖煤电机组现金流支出，同时，当前以建机制为主，采取明确预期、逐步提高的操作方式，有利于平稳推进改革。给予相同的容量电价补偿标准，可避免不同地区、不同企业攀比，根据煤电转型速度、机组利用小时数确定价格，更加符合各地煤电转型实际情况。

二是明确容量电价的分摊方式。煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组按月申报，电网企业按月支付。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊。跨省跨区送电的煤电机组容量电费，按照“谁受益、谁承担”的原则合理分摊。

三是明确容量电价容量电费考核要求，形成政策闭环。正常在运情况下，对煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力情况的，根据发生次数相应扣减当月容量电费，此条规定说明仅对系统真正提供容量支撑的煤电机组给予补偿，体现了合理性和公平性，也引导煤电机组按照申报的最大出力提供备用，最大限度保障了系统备用容量的充裕性。

此外，此次实施的煤电容量电价机制，从对终端用户用电成本的影响看，也是积极正面的。实施煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平基本稳定，建立煤电容量电价后，电量电价预计下降，将带动其他电源参与市场交易部分电量电价随之下降，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。同时，该政策首次实现对煤电电能量价值和容量价值的区分，可有力引导煤电、新能源充分竞争，提升整个电力系统的经济性。

3.容量电价机制的未来

煤电在市场中将由基础保障型电源向基础保障型和容量调节型电源并重转变，需要科学设计容量保障机制，通过市场化手段保障电力供需能力和调节能力充裕度，引导发电合理投资。从国际经验看，可采用容量成本补偿、容量市场、稀缺定价、战略备用容量等机制保障发电容量充裕度。我国目前尚未建立成熟的容量市场机制，部分省份（山东、广东）在电力现货市场运行同时，试行了容量补偿机制。

下一步，我国可以建立全国统一的容量市场，所有调节资源公平参与共同竞价，实施路径包括：

市场过渡期建立容量补偿机制。结合电力供需平衡情况，探索建立容量成本补偿机制；合理确定补偿范围和补偿标准，对于存量煤电机组可采用政府核定容量电价的方式，对于新增煤电机组可采用容量招标的方式；滚动完善价格机制，综合考虑发电成本、系统可靠性要求等因素，确定容量补偿价格，对不同机组分别计算并定期调整容量电价。

逐步建立容量市场机制。容量市场可采用容量拍卖机制或战略备用招标等机制，按照多年、年度、月度等开展交易，由市场运营机构购买并将成本分摊至用户侧。同时，在市场建设过程中，应做好相关价格形成与传导机制的设计，按照“谁受益、谁承担”的原则，将有关成本在全部市场主体中公平、合理分摊。逐步丰富容量资源和交易品种。可引入各类电源、负荷侧资源、抽蓄、储能等多元容量资源参与市场，适时开发灵活调节容量、惯量容量等交易品种。

完善辅助服务市场，体现资源灵活性价值。新能源发电装机占比提升大幅增加了电力系统对调频、调峰资源的需求。目前，我国已开展辅助服务市场相关探索，交易品种主要包括调峰、调频辅助服务交易，费用以发电侧分摊为主。构建新型电力系统，需要加快建立适应高比例新能源接入的辅助服务市场机制，不断丰富交易品种，优化组织方式和费用分摊机制，以市场方式体现调节资源价值，激发系统灵活调节潜力。

总体来说，此次实施煤电容量电价机制，是煤电电量电价市场化改革的闭环支撑措施，既保障了充裕的发电容量，为加速建设新型电力系统提供关键支撑；在实施过程中也保持了电价水平总体稳定，为将来我国建设统一的调节资源容量市场做好了铺垫和过渡。
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