接轨国际，适合国情：中国容量电价机制出台
煤电容量电价出台背景
近年来，我国能源结构加速绿色低碳转型，逐渐形成以可再生能源为主导的新型电力系统。今年6月，可再生能源装机达到13.22亿千瓦，历史性超过煤电 1 。但与此同时，由于风电、光伏等新能源具有波动性和间歇性，给电力系统平衡与调节带来新挑战，电力系统迫切需要煤电等更好地发挥支撑调节作用，在最大用电负荷时留有充足的发电容量，保障电力供应的稳定性，并确保每个时间节点电网系统的平衡。
历史上，煤电机组通过各省制定的燃煤发电基准价获得收益，基准价考虑了发电企业的固定成本和变动成本，在单一电量电价的机制下，意味着发电是唯一的收入来源，并且当煤炭价格高企时，发电机组还可能面临“发电越多亏损越多”的情况。近年来，煤电从主力电源向支撑性和调节性电源的角色转变，对电力系统的支撑调节、维持电网的可靠性和充裕性具有重要作用。然而，煤电机组的盈利空间不断被压缩，电力系统容量充裕性问题也逐渐凸显：一方面，新能源的迅速发展挤压了煤电的部分发电量，全国平均火电利用小时数不断下降，从2013年的5021小时 2 ，降低至2022年4379小时 3 。随着新能源装机量持续增加，火电利用小时还将进一步下降，煤电机组利润率得不到保障；另一方面，在完全竞争的电能量市场中，发电侧报价由机组边际成本决定，随着大量新能源接入系统，其更低的边际成本让新能源机组优先出清，煤电机组让出了发电量空间。煤电机组的固定成本越来越难以通过单一的电量电价来回收，导致他们更倾向于提前关停退役 ，自然也阻碍了煤电作为调节和备用机组的转型 ，以及长期的投资意愿。峰荷时段的容量缺口扩大，给电力系统可靠性和稳定性带来风险。
国家发改委、国家能源局近期联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，明确了从2024年1月1日起，建立煤电容量电价机制，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，即电量电价和容量电价，前者主要回收燃煤的变动成本，后者回收机组部分的固定成本 ，包括折旧费、人工费、修理费、财务费等。煤电容量电价机制的出台，不仅为煤电创造了一定的成本回收预期，激励电力保供资源的投建和运营，也有助于电力市场规避风险、电力价值发现，并且理顺电力市场价格机制。
为何中国选择“容量补偿”方案？
从国际经验和实践来看，发电侧回收固定成本的方式主要有三种：稀缺电价、容量市场和容量补偿机制。中国在2022年发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中也指出 4 ，引导各地区根据实际情况，建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。三种机制的定义、优劣势、在全球的实践地区等，如表1所示。
表1：稀缺电价、容量市场和容量补偿三种机制比较
此次出台的煤电容量电价机制，属于容量补偿机制。为何中国选择了容量补偿机制而非另外两种，主要是基于以下几个关键因素的考量：
- 电力市场成熟度：中国电力市场处于转型建设期，中长期市场是当前电力市场的主要组成部分，而现货市场的机制仍在不断完善。稀缺电价机制依赖市场信号尤其是现货市场来反映电力供需紧张程度，但这要求市场参与者对价格信号有快速且有效的响应能力，在中国尚未完全成熟的电力市场，存在一定的挑战。容量市场虽然通过引入市场竞争反应的更真实的时空价值，但对市场运营机构的预测能力提出了较高的要求，中国目前尚缺乏历史数据和相关经验。而容量补偿机制与当前正在转型发展的电力市场最为匹配，有助于中国探索容量电价与现货市场、中长期市场之间的衔接。
- 实施难易度：相比容量市场需要单独的市场机制设计，容量补偿机制更容易在短时间内实施和推进。由政府机构直接制定容量补偿价格，能够以一种更加直接和可控的方式来确保电力系统的稳定性和可靠性，与我国的国情相契合。
- 社会因素：随着社会经济的发展和人民生活水平的提高，电力是生产生活的保障，事关发展大计和民生大计，用户侧对承受电价高幅度波动、停电限电的容忍度不断下降。稀缺电价允许的较高价格上限导致的价格飙升甚至是拉闸限电，会引发负面的社会影响。而容量补偿机制不会引起电价大幅波动，政府机构的介入也能保证用户侧电价在可承受范围内。
- 市场公平性：当前的发电领域仍由五大发电集团主导，市场集中度相对较高，若实行稀缺电价，可能会出现市场操纵行为，通过串谋作价、垄断供给以获得超额收益等隐患，政府或监管机构也难以区分高电价是真正的市场结果还是发电企业操纵所致。容量补偿机制则可以通过制定明确的规则来避免操纵，一定程度上也激励了发电投资和煤电灵活性改造，提高煤电参与市场的积极性。
煤电容量机制作为一种容量补偿机制，是一个符合我国电力市场发展阶段、更易实施、对终端电价影响可控以及更稳健的机制，将成为我国提高电力供应稳定性、可靠性和充裕性，以及促进新型电力系统发展建设的重要机制。
容量电费定价机制：全国一把尺，各省再调整
煤电容量电价的计算方式将按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。同时，综合考虑各地电力系统对支撑调节能力需求不同，以及煤电功能转型进度不同，各省的固定成本回收比例有所差异。2024～2025年多数地方为30%左右，而有的地方水电、新能源等可再生能源比重较大，包括四川、云南、重庆、广西、河南、湖南、青海，煤电已主要发挥支撑调节作用，固定成本回收比例为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%，云南、四川等地原则上将提高到70%。
谁为容量电价买单？
各地煤电容量电费将纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，不涉及居民和农业用户，居民和农业用户用电仍执行现行目录销售电价政策。早在今年5月发布的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》指出，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，如图1所示。其中，系统运行费用是重新整合的一项费用，包含原有的部分市场损益清算费用和辅助服务分摊费用，还有天然气容量电费、抽水蓄能容量电费，以及此次出台的煤电容量电费。系统运行费用作为保障电力安全稳定供应、支持新型电力系统发展的费用，为此次煤电容量电价改革，提供了合理的价格机制与成本疏导渠道，建立起工商业用户为电力系统调节能力付费的理念。
图1：工商业用户电价组成及系统运行费用组成
对终端用户用电成本会产生什么影响？
用户需要为容量电价买单，是否就意味着电费的上涨？其实不然。煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，对煤电的电能量价值和容量价值进行区分。发电企业在电能量市场下将按照短期边际成本报价，充分竞争，带动更多边际成本较低的新能源、核电等更充分参与市场交易，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。长远来看，煤电容量电价的出台有利于构建多元的电力价值体系，明确煤电、新能源等的各自定位，充分发挥其优势，全面优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性，也有利于降低终端用户的用电成本。
在我国能源转型的过程中，传统能源与可再生能源的角色和定位将发生结构性变化，在进行电力市场改革时，同步规划的煤电容量成本回收机制，为煤电作为支撑性和调节性能源提供了一定的补偿，对电力系统的平稳转型至关重要。与此同时，容量补偿机制的建立需要与中长期市场、现货市场、辅助服务市场进行更好的协同与衔接，尤其是容量补偿机制与辅助服务市场应保障不同时间尺度发电容量的充裕性，兼顾电力系统短期的平衡性和长期的稳定性。我们展望未来将有更完善的定价机制，对不同机组类型分别计算容量电价，对存量和新增煤电机组进行差异化定价；我们相信容量市场机制的设计将愈加完善，并有效助力我国在构建新型电力系统、推进电力市场化以及实现双碳目标的事业上取得更多的突破。
