11月10日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称“通知”），这是继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）后，深化电价市场化改革的又一重大举措。
一、重要意义
煤电容量电价是贯彻落实党中央、国务院深化电价改革决策部署，调整电价结构的关键一步。随着我国电力市场快速推进，电量电价通过市场化方式形成，而容量电价体现了煤电对电力系统的支撑调节价值。实施煤电容量电价，从电价结构角度，定义了电力商品的不同价值。煤电容量电价是适应新能源快速发展、实现我国能源绿色低碳转型的现实需要。当前我国最大电力负荷仍将保持中高速增长，新能源间歇性、波动性的出力特性，对系统的灵活调节能力提出了更高的要求，而煤电目前是最经济、最稳定的调节电源。煤电容量电价是保障我国电力供应安全的重要手段。现阶段，我国仍然主要以煤电保障电力供应安全。煤电容量电价的实施有利于稳定投资者预期，保障我国电力系统中有充裕的有效容量，从而确保电力安全稳定供应。
二、主要亮点
亮点一：以煤电起步，逐步建立发电侧容量电价机制
《通知》中明确此次煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、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，不执行容量电价机制。上述适用范围完全契合容量电价的本质，即容量电价是针对在电力系统中能够提供有效容量的电源，得到容量电价就意味着需要按要求履行容量义务，而自备电厂显然不符合这样的要求。
同时，《通知》也提出，在电力现货市场连续运行地区，可研究建立发电侧容量电价机制。虽然当前只适用于煤电机组，但建立发电侧统一的容量电价也已被提上日程。从电力系统的需求来看，各类型电源所能提供的有效容量，其价值都应该按照统一的标准来衡量。但是，前提是各类型电源电价完全由市场化形成，而目前只有煤电机组电价实现了100%市场化，因此此次容量电价只涵盖了煤电机组，其他全部或部分执行政府定价的机组并不适用容量电价。
亮点二：兼顾当前和长远，合理确定容量电价水平
《通知》中明确煤电容量电价标准全国统一确定为每年每千瓦330元，价格的核定主要按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定，并综合考虑了电力系统需要和煤电功能转型等因素。今年7月，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，强调要加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。从建设新型电力系统需求的角度看，对煤电实施容量电价，恰恰是实现这一目标的重要手段。
此外，基于各地煤电机组在电力系统中转型速度的不同，《通知》分别规定了不同比例的容量电价。比如，对云南、四川、河南、重庆、青海、广西、湖南等7个转型速度较快的地区，按照50%容量电价（165元/千瓦）执行；对于其他地区，在2026年以前，则按照30%容量电价水平（100元/千瓦）执行。2026年开始，统一按照不低于50%水平执行。确定全国统一的容量电价标准充分考虑了在新型能源体系中，各地煤电机组的转型进度的客观情况，同时又兼顾了各地差异化实际情况，因地制宜提出了现阶段各地不同的容量电价，有利于初期政策落地和执行到位。
亮点三：体现容量价值，容量电费由全体工商业用户承担
煤电容量电价在实施后，将纳入系统运行费，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业随当地代理购电用户电价按月发布、滚动清算。首先，全体工商业用户作为电力的最终消费者承担容量电费，体现了煤电容量电价的定位，即煤电容量电价是为整个电力系统提供长期、稳定电力供应，以及激励和引导有效容量投资而建立的；其次，代理购电制度在全国范围内实行后，抽蓄容量电费、燃气容量电费都纳入系统运行费，由电网企业按月随代理购电用户电价进行发布。此次煤电容量电价也采取了同一种方式，为将来更好统一、合理疏导各类型电源的容量电价奠定了非常好的基础。
亮点四：涵盖范围全面，煤电容量电价同样适用于跨省跨区煤电机组
《通知》特别针对跨省跨区煤电机组容量电价按两类情况分别进行了规定。第一类是针对纳入受电省电力电量平衡的跨省跨区配套煤电机组，其容量电费按受电省标准确定，并由受电省用户承担，若涉及多个送电方向，那么可按照分电比例或送电容量比例分摊；第二类是除配套煤电机组之外但同样纳入受电省电力电量平衡的煤电机组，考虑到这类型煤电机组与配套电源不同的是，它不是专门为一个或多个受电省提供电力电量供应的，而是部分外送、部分支撑本地电力供应，所以需要由送受双方按照一定比例对容量进行分配。在这种方式下，存在一定的不确定性，从容量需求的角度，恰恰需要提供长期、稳定的有效容量，因此在未来实际操作过程中，还需要送、受方按照实际情况进一步细化和明确。对跨省跨区煤电机组实施容量电价，最大的意义在于，受电省、送电省支付煤电容量电价，相当于“锁定”了煤电机组的这部分容量。也就是说，今后在签订跨省跨区中长期合约时，不仅需要明确电量、电价，受电省也应当按照容量电价分摊情况，约定高峰时段电力保障要求，这对于进一步理顺跨省跨区送电机制、规范跨省跨区送电中长期合约的执行意义重大。
亮点五：建立考核机制，保障煤电容量电价实施效果
《通知》规定，煤电机组如无法按照调度指令提供所申报的最大出力情况的，将相应扣减容量电费。如月内发生两次，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%；如自然年内月度容量电费全部扣减的情况累计发生三次，则取消其获得容量电费的资格。考核机制的建立，将有利于激励机组提升设备可靠性，确保煤电机组按要求履行容量义务，从而保障电力供应。
三、发展方向
当前，我国正在积极稳妥地推进“双碳”目标实现，确保电力安全稳定供应是实现这一目标的基本前提。煤电容量电价的提出正是着眼于能源转型需求，通过调整电价结构来适应煤电机组在电力系统中功能的转变――由电量提供主体转变为容量提供主体。目前我国煤电装机为10.8亿千瓦，占全国发电装机占比49.1%，煤电容量电价机制的建立，意味着我国近一半的发电装机的电价结构调整为两部制电价。随着电力市场建设的加快推进，未来其他各类型电源的电价结构调整步伐将会越来越快，而容量电价的形成方式也必然要向着更加市场化的方向推进。
从国际经验来看，容量成本回收机制主要有几种形式，包括容量市场、稀缺电价、容量补偿机制，以及战略备用。容量市场是以竞争方式形成容量价格，是竞争性电力市场的有机组成；稀缺电价是设置极高的电能量价格上限，通过在市场供需紧张时段的电能量收入回收容量成本；容量补偿机制是对发电企业的容量投资进行直接补偿，通过设计相对稳定的容量电价，为容量投资主体提供稳定预期；战略备用机制一般独立于电能量市场，由能源主管部门、电网企业和监管部门共同确定容量需求并与容量提供主体签订合约。相比较而言，容量市场是最具有市场化特征的方式，但市场设计较为复杂，特别是对于容量需求确定的预测准确性要求比较高，而容量补偿机制建设难度和风险较低，容易实施。稀缺电价由于需要对批发市场的电价有较高的承受能力，且价格波动风险较大，不适用于我国。战略备用机制未来可根据应急备用容量的需求单独设计。综上，虽然现阶段我国采用了较为稳妥的容量电价方式，但未来通过建立容量市场，涵盖各类型电源的、以科学的方式确定容量需求、以更加市场化的方式确定容量电价将是必然趋势。
此外，从容量机制与电力现货电能量市场的关系来看，以美国的PJM市场为例，要求无论是PJM市场区域内的发电资源，还是区域外的发电资源，只要是在容量市场中标，就必须要参与日前市场，并履行容量义务。我国目前已有不少地区都已经或正在开展电力现货市场建设，煤电容量电价的出台，或后续建立发电侧统一的容量电价，都需要各地电力现货市场规则及时的进行完善。可以预见，随着我国电力市场建设的持续深入，价格机制改革的“龙头”作用将愈发凸显，相信必将带动我国电力市场建设朝着更加市场化、更加规范化、更加科学化的方向稳步迈进！
来源：中国电力企业管理
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