国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。根据《通知》，电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，更好保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源发展奠定坚实基础。
更好保障电力安全稳定供应
为何要建立煤电容量电价机制？据了解，煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。目前，我国对煤电实行单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。电力市场成熟国家通常实行两部制电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。
“建立煤电容量电价机制、对煤电实行两部制电价政策，既是近年来我国新能源快速发展的现实需要，也是推动新能源加快发展和能源绿色低碳转型的必然要求。”国家发展改革委有关负责同志表示。
一方面，国内新能源快速发展，迫切需要煤电更好发挥基础性支撑调节作用。由于新能源发电具有间歇性和波动性，客观上需要更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源，推动煤电加快向提供容量支撑保障和电量并重转型，平常时段为新能源发电让出空间、高峰时段继续顶峰出力，对促进新能源发展具有重要意义。
另一方面，在现行单一制电价体系下，煤电企业只有发电才能回收成本并获得回报。随着煤电转变经营模式，煤电机组越来越多时间“备而不用”，通过单一电量电价难以完全回收成本，近年来出现行业预期不稳等现象，长期下去可能会影响电力系统安全运行，并导致新能源利用率下降。建立煤电容量电价机制，回收部分或全部固定成本，从而稳定煤电行业预期，是保障电力系统安全运行、更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。
中国宏观经济研究院市场与价格研究所研究员杨娟表示，建立煤电容量电价机制，有利于推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重为主转型，促进新型电力系统和与之相适应的电力市场建设，更好发挥价格信号作用，推动能源绿色低碳转型，助力“双碳”目标实现。
适用合规在运公用煤电机组
《通知》围绕建立煤电容量电价机制，创新提出了一揽子政策措施，主要包括“四个明确”。
一是明确政策实施范围。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制。
二是明确容量电价水平。煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本方式确定。其中，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。综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，2024年至2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本比例为30%左右，即每年每千瓦100元，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本比例提升至不低于50%，即每年每千瓦165元。
“此次建立容量电价机制采取了明确预期、逐步提高的方式，既释放清晰明确的信号，稳定煤电行业预期、让企业吃下‘定心丸’，又有利于凝聚各方共识，确保机制平稳实施。”国家发展改革委上述负责同志表示。
三是明确容量电费分摊机制。各地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。
四是明确容量电费考核机制。煤电机组如果无法按照调度指令提供所申报的最大出力，按照发生次数扣减容量电费；多次发生出力未达标、被扣减容量电费的，取消其获取容量电费的资格。
终端用电成本有望稳中略降
此次出台的新政策不涉及居民和农业用户，仍执行现行目录销售电价。
国家发展改革委上述负责同志表示，建立煤电容量电价机制对于终端用户用电成本的影响，无论是从短期还是从长期看，都是积极正面的。
短期看，对终端用户用电成本的影响总体较小。由于建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平基本稳定，特别是电量电价小幅下降，将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。
长期看，建立煤电容量电价机制，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、充分竞争，全面优化电力资源配置，提升电力系统的经济性，从而降低终端用户用电成本。
《通知》要求，各地要加强政策协同，加快推进电力市场建设发展，完善市场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量电价机制协同发挥作用，更好保障电力安全稳定供应，促进能源绿色低碳转型。
国家能源集团技术经济研究院副主任柴玮表示，可以预见，随着我国电力市场建设的持续深入，价格机制改革的作用将愈发凸显，带动我国电力市场建设朝着更加市场化、更加规范化、更加科学化的方向稳步迈进。
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