煤电容量电价实施效果及进一步深化的发力点

2023年11月8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》（发改价格〔2023〕1501号）（以下简称“1501号文”），明确我国自2024年1月1日起，对合规在运的公用煤电机组实施容量电价。煤电容量电价的实施，既是对煤电机组“兜底调节”功能的经济性认定，也是保障我国电力供应安全的必要手段，探索了保供手段由计划走向市场的新方式，实现了煤电机组“要我保供”向“我要保供”的角色转换，成为实现我国能源转型的重要路径。实施一年来，煤电容量机制究竟在改善煤电企业经营状况、提升保供能力、稳定和激励煤电投资等方面发挥了怎样的作用，以及未来容量机制如何深化，以上问题都成为行业关注的热点。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：柴玮）

煤电容量电价机制实施情况

总体上看，容量电价实施初步实现了煤电机组按不同功能获得收益的效果，提升了煤电机组确保生产能力可用的主动性，促进了煤电机组的技术改造。

煤电机组收入结构重塑，用户侧用电价格总体平稳。据不完全统计，截至2024年11月，全国煤电机组获得的容量电费收入约940亿元，全年预计在1000亿元以上。从全国用户侧电价水平来看，1~11月工商业用户用电价格为0.6691元/千瓦时，较2023年同期降低0.0067元/千瓦时，小幅微降。可以看到，在实施煤电容量电价后，工商业用户用电价格总体保持稳定，主要由于电能量市场交易价格有所下降，达到了主要以调整电价结构保持电价水平稳定的目的。

激励煤电机组主动减少出力受阻，对煤电保供提供经济补偿。容量电价实施前，煤电机组由于开机时间长，但利用小时不高，除少数现货连续运行地区外，其可用出力没有直接的约束机制，所以煤电机组在完成手中的中长期合同后，对解决出力受阻缺乏主动性，这种仅依靠煤电机组自觉进行保供、却没有任何经济激励的情况其实是难以为继的。容量电价实施后，煤电企业自发加强燃料采购、生产和营销等相关部门的协作，多渠道购足煤、购好煤，保障生产需要，同时优化缩短机组检修工期，力促机组尽早并网运行，以期获得最高的容量电费。据电网企业相关统计，煤电容量电价实施以来，出力受阻大幅下降，煤电机组可用出力被考核情况少之又少，煤电机组基本可获得容量电价的99%。2024年全国煤电发电量较2023年、2022年分别提高500亿千瓦时和290亿千瓦时。在电量电价整体走低的情况下，发电量提升也从一个侧面反映了电价结构调整对煤电发电的激励作用。

容量收益加速推动“三改联动”实施，煤电机组主动适应系统兜底调节的功能定位。煤电机组为了能够长期全额获得容量电费，积极推动现役煤电机组灵活性改造应改尽改。自2024年3月17日国务院印发《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》后，多个省份在各自的细化行动方案中提及“三改联动”相关目标。以广东、宁夏、黑龙江、河南、浙江、天津6个省（市、区）为例，六地行动方案中涉及“三改联动”目标项目装机合计已超2000万千瓦。其中，河南省更是提出力争到2025年完成存量燃煤机组节能降耗改造、灵活性改造、供热改造。煤电机组加快灵活性改造，将有助于进一步提升煤电机组调节性能，为系统加大可再生能源消纳创造条件，从而推动可再生能源建设，提升系统容量长期充裕度。正确的技术改造方向，使煤电机组承担兜底调节功能的物理基础更加坚实。

客观看待煤电机组的潜在“风险”

自2024年容量电价实施后，大部分煤电机组经营状况有所改善，利润总额已创近几年的新高。但是，随着各地电力供需紧张的缓解以及煤炭价格回稳，绝大部分地区的电力中长期价格有所回落，引发了部分投资主体对于实施煤电容量电价机制目的的质疑，认为容量电价虽然给了煤电一部分固定收入，但是通过降低电量电价的方式，把这部分容量费用进行了回收，煤电机组仍然没有获得“增量”收入，甚至由于有可能被考核而拿不到“本该拿到的钱”，尤其对比新能源的收益更是“意难平”。事实上，从目前用户侧电价整体情况看也的确如此，用户侧并没有因为承担了容量电费而造成用户侧电价上涨。考虑到随着功能转型和新能源的快速发展，未来煤电机组利用小时数将进一步下降，从这一角度看，煤电机组仍在制度性“风险”之中。对此，我们应从以下三个方面客观看待这些问题。

首先，煤电容量电价实施最重要的是改变煤电盈利模式，并非是定向给煤电“输血”。过去三年，我国煤电装机量基本保持了每年3000~3500万千瓦的增长。近中期，我国最高电力负荷仍将保持中高速增长，可以预见，在我国现有资源和技术条件下，煤电装机保持一定水平的增长是确保我国电力供应安全、保障系统可靠性的重要基础。而新能源则会凭借边际成本低的优势，将逐渐成为电量供应的主体。因此，这就需要煤电机组有合理的容量成本回收机制来激励新增容量的投资，同时，由于会“让出”更多的电量空间给新能源，电能量收入会随之降低。总体来说，就是随着我国能源转型，以及煤电在电力系统中的角色转变，其收入结构也将随之改变，即电量部分收入逐渐降低，而容量部分收入逐步提高。煤电机组容量电费的上升幅度，取决于新能源的发展速度，新能源发展越快，煤电机组的容量电费上升就越快。必须注意到的是，从国际经验看，调节性机组的容量收入并不能完全在电能量市场中回收，新能源比例越高在电能量市场中回收的比例就越低，必须通过场外机制进行考虑。

其次，2024年，多个地区电力中长期价格走低是供需形势决定的。特别是在现货市场连续运行的地区，现货市场所释放出来的价格信号，足以让身经百战的市场主体敏锐地感知到电力供需的变化。近期某电力市场中发电集团集体上书，“认为现有电价无法回收固定成本，要求锁定更高比例的年度长协，促进煤电企业稳定与发展”。发电集团的担忧不是没有道理。由于新投产机组的加入、电力需求不及预期、燃料价格下降等多方面原因，电力现货市场价格预期走低，售电公司自然想通过现货市场尽可能地购入“便宜的电”。由于市场化改革改变了过去实行的固定电价模式，进而改变了煤电机组“亏三年、盈三年”的“逆周期”经营模式，燃料价格下降带来的红利会被市场机制传导给用户，一旦各地市场限价不合理就会变成“亏三年、平三年”的经营模式。比如，部分电力现货市场价格上限值较低，甚至三分之一的时间出清价格触及上限，导致煤电机组无法从现货市场回收合理的收益；又如仍有部分有可能在电能量市场中定价的机组，比如燃机未进入市场，造成现货市场出清价格人为降低。再如，客观上在电力供应宽松的情况下，新能源成为电力市场定价机组的情况更加频繁，必然会拉低市场整体价格，个别地区新能源成为定价机组的时间已超过2000小时/年。

最后，煤电利用小时数快速降低印证了实施容量电价机制的必要性。按照1501号文规定，我国有河南、青海、四川、重庆、云南、广西、湖南7个地区由于可再生能源占比高、煤电利用小时数低，容量电价标准按照165元/千瓦执行，其余地区在2024~2025年按照100元/千瓦执行。但近两年，我国新能源新增装机发展迅速，年均增长2亿千瓦以上，远高于全社会用电量的增长，造成部分地区煤电机组利用小时数下滑很快。2024年，全国范围内煤电机组年利用低于3500小时的有8个地区，3500~4500小时之间的有8个地区，也就是说将近一半以上的地区煤电利用小时数未达到5000小时。进入“低利用小时俱乐部”的地区增长速度超过了原有估计。这一方面印证了容量电价机制推出的必要性，另一方面也对进一步完善容量电价机制提出了更加迫切的要求。

下一步容量电价机制完善的发力点

容量机制并非电力市场的“标配”，但却是建设新型电力系统、顺利实现能源转型很重要的一个机制设计。下一步建议从以下三个方面推动完善容量机制。

一是将容量成本机制范围扩展至整个发电侧。预计2026年，我国大部分地区电力现货市场将连续运行，除煤电机组外，以燃机、抽蓄为代表的各类型调节电源进入现货市场后，均会面临仅依靠电能量市场很难覆盖其全部成本的问题，需要容量成本机制帮助其回收其余部分成本；同时，新能源、径流水电等类型发电机组尽管有效容量占比很低，但是只要在系统最大负荷出现时段贡献了容量的机组，就应当公平享受容量费用。因此，需要针对各类型电源建立容量成本回收机制，对各类型电源的有效容量按照统一的容量电价标准进行补偿。容量电价标准应与当地容量需求、长期边际机组的固定成本相关。

二是合理确定电力现货市场限价。我国目前已连续运行的现货市场中，除蒙西市场之外，其余市场上限价格最高在1.2元~1.5元之间，最低的仅为当地燃煤机组基准价的两倍。从2024年现货市场运行情况看，由于新能源增多、供需相对平衡、开机方式较大以及部分高价机组仍未参与市场等多种因素叠加，现货出清价格达上限时长普遍减少，但是触及下限价格的时长上涨迅速，部分地区较2023年增加了两倍，达到3000多小时。市场限价不等于均价，上限价格过低或者是下限价格过高，都会造成市场价格无法真实反映电力价值，向投资主体发出错误的价格信号，同时也会使得变动成本较高的电源，例如燃机，出现在现货市场中甚至无法回收变动成本的情况，抑制新型调节技术的发展。

三是完善市场中各类成本补偿。电力现货市场收入并非全部来自电力现货交易电费，因为现货交易电价只能反映能够线性优化的电价部分，大量非线性优化模型，是无法直接在现货交易电价中体现的。例如，启停和调度机构脱离交易结果发出的动作指令，引发的成本并不能或者不完全能由电力现货交易电费所体现。在电力市场建设初期，大部分地区并未将成本补偿随市场建设的进行而同步推进，但是，新型电力系统的特征注定会使得传统类型电源不再像以前一样有稳定的出力，随之而来的是更多的启停、调峰等，甚至为了维持电力系统稳定运行，还需要作为必开机组运行。因此，在大力推动电力现货市场建设的同时，应当同步建立启停、必开、上抬等各类成本补偿机制，引导不同类型机组能够在电力系统中“各司其职”，而全体用户作为最终的使用者需要承担转型的成本，共同为我国电力系统的安全稳定和清洁低碳做出努力。

1501号文的印发，与1439号文具有相同的历史意义。1501号文建立的容量电价制度，标志着我国电力商品细分品种，按功能、按效果付费的开始。同样，1501号文是起点不是终点，是完善有效容量回报机制的开始，深化有效容量的市场化电价机制、完善电力市场体系任重道远，希望我们早日再出发！

本文刊载于《中国电力企业管理》2025年01期，作者供职于国能经济技术研究院有限责任公司。