2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合出台了《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《通知》），旨在完善煤电价格机制，体现煤电对电力系统的支撑调节价值。《通知》首次实现对煤电这一主力电源品种电能量价值和容量价值的区分，可有力推动构建多层次电力市场体系，引导煤电、新能源等市场参与者各展所长、各尽所能，全面优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性。
当前针对《通知》的相关讨论已较多，但一般集中于容量电价机制自身及其对电力系统的影响，而对于现行容量电价机制在我国电力市场的应用情况、存在问题及未来容量市场的走向等问题，尚缺乏系统的探讨。本文将在研究不同煤电容量机制及其对我国适用性的理论基础上，结合相关实际案例，分析当前容量电价机制存在的不足，并对我国容量电价机制提出相关展望和建议。
容量电价机制及其对我国的适应性分析
国际上电力市场对发电容量的补偿存在多种方式，包括战略备用机制、容量补偿机制、稀缺电价机制、容量市场机制等。表1对不同发电容量补偿机制的优缺点进行了总结。
综合表中情况可以看出，稀缺定价机制虽然在高度市场化、对电力资源响应性需求极高的单一能量市场中适用，但它可能带来用户成本的显著增加，这与我国推行的居民用电普惠政策背道而驰。而容量市场机制在国外主要是为了响应容量需求而设立，适用于电能量市场化已经相对完善的地区，并且对于系统预测、市场管控等要求较高，而我国现阶段主要目标更侧重于回收火电投资成本，这与国外机制的目标存在较大差异。此外部分技术条件在当前我国电力市场中尚未成熟，因此容量市场可以作为我国未来容量补偿机制的发展方向。
战略备用机制的核心在于利用老旧火电机组在负荷高峰时段发电以满足电力需求，但这与我国当前积极推动的“双碳”政策目标不相符。然而，容量市场补偿机制在一定程度上能够稳定火电的退市步伐，确保电力供应与需求的平衡。鉴于我国当前正处于容量市场的起步阶段，适用于这一过渡期的机制应为容量补偿机制。
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。容量电价制度是最适合我国当前国情的一种方式，价格通过政府核定，避免了电能量价格的大幅波动，更容易被广大民众接受，降低了政策的实施难度；同时容量电价适用于电力市场的初期阶段，这正与我国电力市场建设现状相适应。因此，容量电价制度是与我国国情及市场设计兼容性最强、实施效率更高、风险和成本最低的一种机制，是实现统筹新型电力系统建设及确保稳价保供目标的最合适方式，最有利于我国能源行业的长期稳定运行。
当前容量电价机制面临的问题
容量补偿机制自执行以来已近半年，笔者在对国内主要地区现状调研分析的基础上，发现当前容量电价机制还存在以下问题。
一是未能覆盖煤电全部成本。《通知》旨在建立两部制电价分别回收煤电变动成本和固定成本，但容量补偿部分未覆盖全部容量，而是按全国统一标准的煤电机组固定成本的一定比例进行补偿，最高为50%。未覆盖全部成本容易导致以下问题：利好低成本机组；仅考虑容量，忽略其他因素如机组类型、服役年限等影响；忽略容量补偿对煤电上网电价的影响。
以国内某火电集团现阶段财务测算为例，若按现行全国统一补偿基准每年每千瓦330元执行，该标准仅能覆盖该公司煤电机组固定成本的70%（含财务费用）/80%（不含财务费用），而若按《通知》中约定的2024-2025年按30%即每年每千瓦100元测算（部分地区按50%比例计），则相应覆盖比例则为21%/24%，实际执行标准偏低。2026年以后，若实际执行比例不低于50%，则相应覆盖比例为35%/40%，煤电企业固定成本回收仍面临较大挑战。
二是同省“一刀切”，省间差异大。当前容量电价补偿省内采取统一标准，忽视机组个体差异，难以体现公平性。而不同省份间，补偿价格水平相差可高达20%；各省的电源结构以及火电与新能源比例关系差异较大，统一成本、固定比例的补偿方式难以体现固定成本回收的合理性及多省电源结构的差异。
三是跨省跨区送电容量补偿机制还需进一步明确。《通知》未明确跨省跨区送电容量补偿方式和标准，仅提出送受双方需在中长期合同中约定相关内容，导致跨省跨区煤电容量电费的补偿及分摊机制还不够明确。
以我国某以火电为主的外送省份为例，华北、华东等地区对该省均有较高的购电需求，2023年全年该省火电外送交易规模高达493亿千瓦时，在我国省间电力传输比例和规模日益增长的背景下，现行省间中长期交易中仍尚未明确容量补偿费用、价格等计算方式或标准，给两部制条件下省间电力交易的双方带来较大困扰，建立相关机制已迫在眉睫，从而减少省间电力交易相关纠纷风险。
四是缺乏相关配套机制。相较于新型储能已拥有配套容量市场机制并开展局部试点，煤电容量电价补偿制度缺乏类似支持措施。如山东、新疆等地已开始实行基于容量价值的补偿或减免机制，补偿考虑其出力可靠性、持续时间、响应速率等要素，山东市场甚至豁免新型储能深谷时段部分市场分摊费用。不同省份煤电的市场费用分摊制度各异，若建立并完善煤电容量价值的分摊机制，将有助于煤电成本回收，与现有的容量电价补偿制度也更契合。
五是在实际执行层面，不同省份存在一定差异。根据《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）和《通知》相关要求，系统运行费单独列支，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，由电网企业按月发布、滚动清算。部分省份公布的系统运行费里会列出相关明细（辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等），也有部分省份仅给出系统运行费的总额，并没有列出具体明细，还有部分省虽然没有列出明细，但标出了煤电容量电价的具体折算价格。
此外，个别省份甚至还出现了煤电企业因综合度电结算均价（即考虑电能量和容量补偿费用后）超出本省煤电基准价1.2倍后，超出部分被回收的情况，此举也缺乏相关明确政策依据。
我国容量电价机制展望与建议
我国容量电价机制发展展望
我国当前通过容量电价补偿帮助煤电回收固定成本，未来转向容量市场机制则需要根据对容量与电力负荷需求的供需关系分析来判断。若容量供应充足，则借助市场机制配置电力资源，若容量供应紧张，则可以考虑引入备用机制、用户侧负荷响应等手段。根据国家能源局数据，2023年底全国累计发电装机容量约29.2亿千瓦，火电装机13.9亿千瓦，水电4.2亿千瓦，太阳能发电6.1亿千瓦，风电4.4亿千瓦，分别占装机容量的47.62%、14.44%、20.88%、15.12%。中电联发布《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》指出，2023年全社会用电量92241亿千瓦时，燃煤发电发电量占比接近全社会用电量六成，充分发挥兜底保供作用。结合历年用电趋势、增速及新能源装机增长情况，尽管我国用电增速放缓，新能源装机显著提升，现有火电容量在充分调动情况下仍足以确保电网安全。
然而，鉴于当前能源政策的低碳倾向，预计未来新能源装机将继续大幅提升，最大剩余负荷持续减小，仍需容量市场促使老旧火电机组有序退出，以呼应“双碳”目标。至于煤电容量在经历价格补偿与市场化运作后，未来是否会进一步引入更为复杂的可靠性期权机制，还需要综合考量市场化进程、市场活跃度、政策配套等因素。
图1 2013-2023年全社会用电情况（亿度）
注：数据来自中电联、中国电力知库
图2 2013-2023年太阳能装机情况
注：数据来自中电联、中国电力知库
图3 2013-2023年风电装机情况
注：数据来自中电联、中国电力知库
过渡期容量补偿机制完善建议
一是进一步细化容量电价补偿标准，实现煤电容量精准化补偿。一方面，不同地区电源结构、煤电与新能源发电的相对比例、煤电在该地区的调节性地位、煤电与所在地区/送电地区间的调度关系等存在较大差异，另一方面，煤电机组间，机组类型、运行年限、设备性能、投资规模等方面也存在诸多不同，以上因素均会对煤电机组为所在地区提供的“容量价值”产生影响且无法忽略，因此未来针对煤电机组容量补偿应综合考虑以上影响因素，逐步建立并完善煤电“容量价值”评估和补偿指标体系，从而实现煤电容量价值的精准化补偿。
二是进一步完善煤电容量电价补偿信息披露机制，提高市场透明度。当前各地煤电容量补偿披露信息在内容、维度、颗粒度上存在较大差异，建议在《通知》的基础上，出台相关补充办法，在参考我国电力市场相关信息披露法规、规则的基础上，明确煤电容量电价费用，乃至于系统运行费用的信息披露标准，提升市场透明度。
三是引入相关配套机制，提升煤电企业对发电容量“保值”的积极性。一方面，建议引入相关激励机制，针对长期保持甚至提升“容量价值”的高可靠性发电企业给予一定奖励或分摊、考核费用减免；另一方面，在新的“两部制”煤电企业补偿机制的条件下，煤电企业的电能量收益和容量收益间的关系、是否存在相关收益上限约束条件等问题还需相关政策进一步明确。
