容量电价机制是我国电力体制改革进程中又一重磅政策，对理顺煤电价格形成机制、科学反映成本构成、更好发挥煤电行业的基础保障性和系统调节性作用具有重要意义。

煤电容量电价机制正在多地落实。

近期，山东、四川、甘肃、广西、河北、福建等地就贯彻落实《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》——从2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策的要求，结合各地具体情况，就容量电价水平、电费分摊、电费考核等提出具体措施，以统一规范考核机制，确保电力市场平稳运行。

容量电价机制是我国电力体制改革进程中又一重磅政策，对理顺煤电价格形成机制、科学反映成本构成、更好发挥煤电行业的基础保障性和系统调节性作用具有重要意义。那么，容量电价机制将如何发挥作用？随着电力体制改革的深入，如何引导煤电、可再生能源等市场参与者有序竞争？下一步，容量电价机制改革又将如何推进？

意义重大

容量电价机制是保障煤电发展的迫切需求。近年来，受煤炭价格高企等多重因素影响，煤电企业出现大幅亏损。根据要求，煤电单一制电价调整为两部制电价，电量电价通过市场化方式形成，容量电价体现煤电对电力系统的支撑调节价值，可以简单类比为固定电话的“电话费”和“座机费”。

2024—2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方采用50%。博众智合能源转型论坛电力项目主任尹明分析，采用50%比例的省份分为三类：第一类是火电装机占比较低，比如四川、云南、青海，近年来其火电装机比例均低于15%；第二类是近年用电量增速快且水电占比较高的地区，比如广西、湖南、重庆；第三类是煤电发电利用小时数低的煤电装机大省，本地电网及其所在区域电网平衡能力有限的省份，比如河南。

与此同时，容量电价机制是适应煤电功能转型的必然需要。“新型电力系统和传统电力系统最大的不同是底层逻辑发生变化，随着越来越多的间歇性、波动性、随机性新能源发电占比提高，为电力系统注入更多‘概率性’‘不确定性’因素，‘变’成为常态，短期应急频发、长期充裕问题突出。”尹明指出，传统电力系统以电量价值“一家独大”，但风光新能源引入电力系统后，调节资源和功能要充分调动起来，电力系统价值趋于多元化，包括电量价值、容量价值、调节价值和绿色价值。其中，唯有容量价值缺少变现途径，这并不合理。

“风电光伏有间歇性且强相关性。一个电网中，这个地方没风，往往那个地方也没风。光伏相关特性更为明显，同时有也同时没有。而电网要求任何时段都有电可用。”中国碳中和50人论坛特邀研究员王康指出，新能源装机增加带来发电量的增长，但并没有提升电力系统的有效容量。容量电价机制正是通过成本回收来保障电网有效容量。

“业内对煤电容量电价机制盼望已久，有利于稳固煤电板块收益，减轻煤电企业的生存压力。”中国能源研究会理事陈宗法指出，煤电在未来相当长的时期内，仍将承担能源电力保供责任，政策在一定程度上让煤电企业吃下“定心丸”。

未达预期

煤电容量电价机制对终端用户用电成本影响几何？

根据要求，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。尹明算了一笔账，市场化用户终端电价构成中，电量价格占65%左右，输配电价占25%左右，系统运行费用（包括辅助服务、政府性基金与附加、上网环节线损费、煤电容量电费）在10%左右。“通过1月全国各省电网代购电价来看，大多数地区工商业煤电容量电费分摊为0.01—0.02元/千瓦时，虽然在整个电价构成中占比不高，但以2023年全社会用电量9万亿千瓦时、工商业用电占比80%计算，容量电价费用大约在700亿—1400亿元左右。算下来也是一笔大支出。”

“实际上，政策低于业内预期。我们当时认为，容量电价会在电价基础上单独增加一块，而现在的做法是将电量价格一分为二——容量电价和电量电价。因此，用户支付的电价仅做了结构性调整，并没有推动整体电价水平上涨。而且政策要求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%。什么时候提升到100%，还有待进一步明确。”业内人士坦言，“这个容量电价机制是权衡了地方利益、煤电企业利益和电网利益制定的。这也综合了我国实际情况，是对终端用户电价承受能力的保护，电价不能无限制地上涨。”

就具体操作而言，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。“正常运行的机组可以享受容量电价，那么，正常检修期的机组是否也应该享受容量电价？”尹明认为，应该享受部分容量电价，因为检修是围绕正常运行、正常发电而做的一项必要工作，并不是选择项，但多大比例可以探讨。

“容量电价仅解决了全部成本7%—8%的问题，份额实在太小了。”业内人士认为，不要指望煤电容量电价机制帮助煤电企业从根本上脱困，从财务确定性来说，煤电估值模型会有所改善，但对社会投资有多大吸引力，还有待观察。

走向市场

业内普遍认为，煤电容量电价机制是一项过渡性政策，将在具体实践中不断修正完善，最终走向容量市场。

伦敦证交所集团中国碳组负责人靳博阳指出，目前煤电还未完全过渡到调峰电源的角色，因此，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，并未对每个电厂、机组进行区分，比如究竟是老旧机组、高能耗高排放机组，还是超超临界机组。未来应考虑将容量电价倾斜给那些反应速度更快、灵活性更高、能给电网实时出力的机组。“吃大锅饭”式同等对待不合理。区别对待不同机组，是容量电价机制下一步改革方向。

“清洁高效煤电‘留得住’，能源保供‘无大碍’”。陈宗法认为，保障煤电可持续发展的核心是煤电联动是否到位。2024年要继续推动地方政府落实煤电基准价可以上浮20%的政策，管控煤价，保持煤电合理的比价。“煤价涨了，煤电价格可以跟着涨；煤价跌了，煤电价格也可以跟着跌。”

“不只煤电，在电力系统中，市场上出现的多类型、多时间尺度，能够解决平衡性问题、长期充裕性问题的参与者，都要认可其价值，进行价值变现。容量电价市场化有利于各行业有序竞争。”尹明进一步建议，建立计算煤电机组固定成本标准的评价体系和滚动修订机制，确保容量电价能更好地反映煤电行业经营和盈亏情况。重视建立煤电容量电费对工商业电价影响程度评价体系，适时调整比例系数，确保电力绿色转型与经济社会发展相协调。

“目前，我国煤电容量电价机制是通过财务反算，以保证煤电基本收益为原则，形成类似标杆容量补偿电价的机制，尚没有实现市场化。”王康同样认为，我国容量电价机制将缓慢过渡到容量市场，让市场为有效容量定价买单、为长期能力付费。