發揮電價機制作用，提升電力系統可靠性

1978年改革開放以來，我國電價形成機制經歷了一系列變革探索，先后實行了“還本付息電價”“燃運加價”“經營期電價”“容量電價”等多項電價政策，對扭轉我國長期存在的缺電局面，支持國民經濟持續快速增長，促進電力企業加強管理、提高效率，起到了積極作用。在電力工業改革進程中，每次電價機制改革一方面要保證充裕的發電容量，一方面還要保持電價水平總體穩定，確保新舊電價體制平穩過渡，此次引入煤電容量電價機制也不例外。

1.容量電價機制的提出

2003年國務院辦公廳發布的《關于印發電價改革方案的通知》（國辦發〔2003〕62號）就提出將電價劃分為上網電價、輸電價格、配電價格和終端銷售電價，其中發電、售電價格由市場競爭形成，輸電、配電價格由政府制定，并提出兩部制電價機制，希望從宏觀上統一調控電源發展。其中，文件中關于上網電價改革的方向提出全面引入競爭機制，價格由供需各方競爭形成。過渡時期，上網電價主要實行兩部制電價，其中，容量電價由政府制定，電量電價由市場競爭形成。各地也可以根據實際采取部分電量競價等其他過渡方式。容量電價應為投資者提供部分收入保障，并能夠引導電力長期投資。容量電價水平可按電力調度交易中心經營范圍內發電企業平均投資成本的一定比例制定，原則上實行同網同價，并保持相對穩定。

2.容量電價機制的現在

煤電容量電價機制出臺的背景

當前，我國加快構建新型電力系統，電網形態更加復雜多樣，系統運行機理和平衡模式發生深刻變化，電源結構由可控連續出力的煤電裝機占主導向不確定性強、可控出力較弱的新能源發電裝機占主導轉變，電網運行更加復雜，電力系統對調頻、調峰資源的需求將大大增加。提升系統調節能力、加強安全保供的重要性進一步凸顯。

一方面，對電網穩定運行的挑戰越來越大。新能源大規模高比例并網后，電力供需平衡調節和安全運行保障機制有待完善。隨著新能源發電裝機占比不斷提升，新能源小發期間電力供應不足、大發期間消納受限問題可能交替出現，極端天氣下電力可靠供應難度將進一步增加。同時，電力電子靜止設備大量替代旋轉同步電源，系統轉動慣量持續下降，將給電網運行帶來新的挑戰。

但另一方面，煤電仍是我國發電量的中流砥柱，但煤電功能定位亟需轉變。目前，我國火力發電裝機容量13.32億千瓦，占比52%，但提供的電力占比卻接近70%，仍是維持我國電力穩定供應的支柱。中電聯預計，2023年全國最高用電負荷比2022年增加8000萬千瓦左右，全國約存在2000-3000萬千瓦的電力缺口。未來三年，全國電力需求仍將保持剛性增長，全國電力供應保障壓力仍然較大，結合當前電源、電網工程投產進度，預計2024年仍有14個地區電力供需緊平衡，亟需完善電價體系，促進火電穩定投資，保障電力安全穩定供應。針對煤炭價格上漲、供應偏緊等問題，國家發展改革委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格〔2021〕1439號)，采取推動燃煤發電市場化、實施電網代理購電，對煤炭價格實施調控等一系列措施，有效緩解了電力供應緊張局面和煤電企業經營壓力。但考慮到一次能源價格波動、碳排放成本內化、利用小時數下降等因素，煤電未來發展仍存在不確定因素。

特別是，隨著燃煤發電上網電價放開，機組通過市場化定價，通過政府定價實現激勵發電容量長期投資的方式正在改變，政府電價激勵作用下降；現貨價格一般反映電能量變動成本，中長期市場交易價格以現貨價格為“錨”，難以完全考慮固定成本，對市場建設提出新要求；煤電機組投資建設周期2—3年，僅根據中短期電能價格信號進行長期投資決策，將降低投資積極性。我國最大用電負荷預計仍將維持中高速增長，加之隨機性、間歇性新能源的快速發展，系統電量供應能力增強，與高峰負荷相適應的有效容量增速降低，未來將出現有些機組賣電量、有些機組賣有效容量的情況，有效容量商品屬性增強。

煤電容量電價政策三個關鍵點

為適應煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型的新形勢，推動煤電轉變經營發展模式，充分發揮支撐調節作用，更好保障電力安全穩定供應，并做好和未來容量電價市場機制的銜接，我國及時出臺了煤電兩部制電價機制，電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價水平根據轉型進度等實際情況逐步調整，充分體現煤電支撐調節價值，保障煤電企業投資預期，確保煤電行業持續健康運行、電力系統有效容量合理充裕。

一是對煤電容量電價設定統一標準。將用于計算容量電價的煤電機組固定成本全國統一明確為每年每千瓦330元。根據各地煤電轉型情況，多數地方按固定成本的30%確定容量電價水平，煤電轉型較快的云南、四川等7個地方按50%確定；2026年起各地提升至50%以上，云南、四川提升至70%以上。按照上述標準給予容量電價補償，預計基本能夠覆蓋煤電機組現金流支出，同時，當前以建機制為主，采取明確預期、逐步提高的操作方式，有利于平穩推進改革。給予相同的容量電價補償標準，可避免不同地區、不同企業攀比，根據煤電轉型速度、機組利用小時數確定價格，更加符合各地煤電轉型實際情況。

二是明確容量電價的分攤方式。煤電機組可獲得的容量電費，根據當地煤電容量電價和機組申報的最大出力確定，煤電機組按月申報，電網企業按月支付。各地煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤。跨省跨區送電的煤電機組容量電費，按照“誰受益、誰承擔”的原則合理分攤。

三是明確容量電價容量電費考核要求，形成政策閉環。正常在運情況下，對煤電機組無法按照調度指令提供申報最大出力情況的，根據發生次數相應扣減當月容量電費，此條規定說明僅對系統真正提供容量支撐的煤電機組給予補償，體現了合理性和公平性，也引導煤電機組按照申報的最大出力提供備用，最大限度保障了系統備用容量的充裕性。

此外，此次實施的煤電容量電價機制，從對終端用戶用電成本的影響看，也是積極正面的。實施煤電容量電價機制主要是電價結構的調整，煤電總體價格水平基本穩定，建立煤電容量電價后，電量電價預計下降，將帶動其他電源參與市場交易部分電量電價隨之下降，工商業用戶終端用電成本總體有望穩中略降。同時，該政策首次實現對煤電電能量價值和容量價值的區分，可有力引導煤電、新能源充分競爭，提升整個電力系統的經濟性。

3.容量電價機制的未來

煤電在市場中將由基礎保障型電源向基礎保障型和容量調節型電源并重轉變，需要科學設計容量保障機制，通過市場化手段保障電力供需能力和調節能力充裕度，引導發電合理投資。從國際經驗看，可采用容量成本補償、容量市場、稀缺定價、戰略備用容量等機制保障發電容量充裕度。我國目前尚未建立成熟的容量市場機制，部分省份（山東、廣東）在電力現貨市場運行同時，試行了容量補償機制。

下一步，我國可以建立全國統一的容量市場，所有調節資源公平參與共同競價，實施路徑包括：

市場過渡期建立容量補償機制。結合電力供需平衡情況，探索建立容量成本補償機制；合理確定補償范圍和補償標準，對于存量煤電機組可采用政府核定容量電價的方式，對于新增煤電機組可采用容量招標的方式；滾動完善價格機制，綜合考慮發電成本、系統可靠性要求等因素，確定容量補償價格，對不同機組分別計算并定期調整容量電價。

逐步建立容量市場機制。容量市場可采用容量拍賣機制或戰略備用招標等機制，按照多年、年度、月度等開展交易，由市場運營機構購買并將成本分攤至用戶側。同時，在市場建設過程中，應做好相關價格形成與傳導機制的設計，按照“誰受益、誰承擔”的原則，將有關成本在全部市場主體中公平、合理分攤。逐步豐富容量資源和交易品種。可引入各類電源、負荷側資源、抽蓄、儲能等多元容量資源參與市場，適時開發靈活調節容量、慣量容量等交易品種。

完善輔助服務市場，體現資源靈活性價值。新能源發電裝機占比提升大幅增加了電力系統對調頻、調峰資源的需求。目前，我國已開展輔助服務市場相關探索，交易品種主要包括調峰、調頻輔助服務交易，費用以發電側分攤為主。構建新型電力系統，需要加快建立適應高比例新能源接入的輔助服務市場機制，不斷豐富交易品種，優化組織方式和費用分攤機制，以市場方式體現調節資源價值，激發系統靈活調節潛力。

總體來說，此次實施煤電容量電價機制，是煤電電量電價市場化改革的閉環支撐措施，既保障了充裕的發電容量，為加速建設新型電力系統提供關鍵支撐；在實施過程中也保持了電價水平總體穩定，為將來我國建設統一的調節資源容量市場做好了鋪墊和過渡。
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