2023年11月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》（發改價格〔2023〕1501號，以下簡稱“1501號文”），該文件的出臺將煤電從單一制電價調整為兩部制電價，其中電量電價通過市場化方式形成，靈敏反映電力市場供需、燃料成本變化等情況；容量電價水平根據轉型進度等實際情況合理確定并逐步調整，充分體現煤電對電力系統的支撐調節價值，確保煤電行業持續健康運行。1501號文的出臺被視為我國發電側電價改革的標志性事件，其落地實施的情況為業內高度關注。

  （來源：電聯新媒 作者：翁爽）

  在一次能源價格波動、新能源高速發展帶來的能源結構深度調整等復雜因素影響下，保障電力安全成為各方關切。煤電是承擔我國構建新型電力系統兜底保障、靈活調節任務的主要主體。隨著我國能源轉型的深入推進和新能源大規模發展，煤電機組年利用小時數下降趨勢明顯，機組運行方式發生深刻變化。在新能源占比較高區域，煤電可能長期處于低負荷、頻繁變負荷的運行狀態，煤電功能變化引起收益模式急劇變化。1501號文著眼于電力系統有效容量的長期充裕性，從煤電起步，為我國發電側容量機制的建立“投石問路”。

  1501號文出臺以來，各省（區、市）陸續發布了落實煤電容量電價機制的通知，細化了容量電價機制執行和考核的相關要求，對政策予以有效落實。業內人士認為，煤電容量電價政策實施第一年最主要的目標是讓政策平穩邁步、各方接受、順利落地，目前來看，一年來終端用電價格和電力供需保持平穩，并在一定程度上穩定了煤電企業的經營和投資預期，基本達到了政策的預期目標。不過，1501號文解決的是我國電力市場容量機制“從無到有”的問題，伴隨著我國電力市場建設與電力體制改革的推進，容量機制也將在實踐中進一步豐富與完善。

  終端電價保持平穩

  容量電價對于終端電價的影響，在政策出臺之初便為全社會之關切所在。彼時，國家發展改革委有關負責同志在答記者問時表示，“建立煤電容量電價機制主要是電價結構的調整，煤電總體價格水平是基本穩定的，特別是電量電價小幅下降，將帶動水電、核電、新能源等其他電源參與市場交易部分電量電價隨之下行。”這一判斷與一年來的實際情況相符。

  2024年，全國電力終端價格總體平穩，甚至略有下降。2023年全國33地（除西藏）電網企業代理平均購電價格為428.77元/兆瓦時，2024年全國電網企業代理平均購電價格為400.71元/兆瓦時。

  終端電價下降的原因是多方面的。“煤電容量電價政策推出的時點‘恰到好處’，”大唐集團經營管理部交易管理處副經理郭尋分析道，“1501號文出臺時，一來煤炭供需改善，主要流域來水恢復，電力供需基本面企穩，為政策的順利執行提供良好環境；二來燃料價格處于下行區間，電量電價的下降使得整體電價保持了穩定，用戶側壓力不是很明顯。”

  容量電價的出臺將煤電的收入分為容量收入和電量收入兩部分，在政策執行初期，為了穩定用戶側電價水平，價格主管部門采取了一些輔助措施，比如部分省份要求“電能量價格+容量電價”折價合計不超過基準價上浮20%，亦有部分省份要求按照容量電費度電折價降低中長期交易限價，因此，當前階段，容量電價和電量電價在一定程度上顯現出此消彼長的現象，不免讓人認為“實際容量電費仍是發電側零和游戲”。對此，業內人士分析，實施煤電容量電價的重點在于改變煤電的電價結構和收益模式，而非向煤電“輸血”。2024年，在煤價下降，以及容量電價的支撐作用下，煤電企業利潤企穩。不過，隨著煤電功能轉型的加快，以及煤電小時數的進一步下降，煤電仍然具有面臨系統性風險的可能性。因此，煤電容量電價固定成本的回收比例也將動態調整，1501號文指出，2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。

  長沙理工大學原副校長葉澤建議，在容量電價的執行中，需要設定煤電標準利用小時數，將實際煤電利用小時數低于標準利用小時產生的折算電量電價差，明確規定由工商業用戶額外承擔，且不在電量電價中扣除。建議近期按以上辦法推動煤電容量電價與電量電價脫鉤，遠期將煤電容量電價納入電力現貨市場體系及其容量補償機制中統籌解決。兩種政策演變趨勢的共同結果是運用電價結構的經濟學原理，降低市場交易電量電價，促進電力市場交易。

  在容量電價收益加持下，一些發電企業為了競爭更多電量或在一定程度上采取降低申報價格的市場策略。從國外典型電力市場運行情況來觀察，引入容量機制后，引發市場競爭行為的變化也是一種必然現象。“這種現象有一定的合理性，但另一方面，要觀察這種競爭行為的變化與政策初衷是否具有一致性，”中國社科院工業經濟研究所研究員馮永晟分析道，“容量機制出臺的初衷是通過給予市場主體一定的激勵，使其保持充足的容量，從而保障電力系統的容量需求，如果過度的市場競爭導致一些能夠提供容量的主體因為在電量市場中拿不到相應的份額，而挫傷了生存發展的可能性，那么政策效果有可能發生了偏離。”

  跨省跨區容量電費成本分攤難點

  在煤電容量電價的實施中，跨省跨區送電機組相應的容量電費如何分攤是實際執行中的一大難點。記者了解到，此類機組容量電費落實的主要矛盾在于發電、電網以及電力用戶的權責問題未理順，當前，跨省跨區煤電容量機制尚未實現省間與省內的有效銜接，造成經濟責任的不明確，成本分攤存在較大爭議。

  1501號文針對納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區外送煤電機組，按兩類情況分別進行了規定。第一類是配套煤電機組，原則上執行受電省份容量電價，容量電費由受電省份承擔。向多個省份送電的，容量電費可暫按受電省份分電比例分攤，鼓勵探索按送電容量比例分攤；第二類是其他煤電機組，原則上執行送電省份容量電價，容量電費由送、受方合理分攤，分攤比例考慮送電省份外送電量占比、高峰時段保障受電省份用電情況等因素協商確定。對未納入受電省份電力電量平衡的跨省跨區外送煤電機組，由送電省份承擔其容量電費。

  目前，不同類型的跨省跨區送電機組容量電費存在不同程度的落地難問題。配套機組一定程度可視作受端地區電源，對應的經濟責任相對清晰，但仍然有部分機組容量電費難以結算。記者了解到，在實際操作過程中，機組出力認定與考核銜接機制的不完善、多省份間容量電費分攤的協商困難，以及調度信息與考核信息傳遞尚未實現互聯互通等問題可能是此類機組容量電費落實的主要難點。

  第二類機組是除配套煤電機組之外但同樣納入受電省電力電量平衡的煤電機組。與配套電源不同的是，這類煤電機組并非專門服務于一個或多個受電省，而是部分外送、部分支撐本地電力供應，因此需要由送受雙方按照一定比例對容量電費進行分配。在這種情況下，僅依靠送電方和受電方協商達成一致意見存在一定的難度。

  記者采訪發電企業相關人士了解到，目前，跨省跨區送電的電價中并沒有分別明確容量和電量的部分，送端地區認為容量電價并未體現出來，但對于受端地區而言，容量保障是誰提供的、如何量化，這些問題沒有理清，因此，跨省跨區送電容量電費的支出及收取權責并不清晰。

  “跨省跨區送電相當于一根聯絡線連接并改變了兩個甚至多個電網之間的經濟關系，發電企業的容量到底保了誰、如何區分量化各方的經濟責任，這些問題尚未明晰。需要進一步理順這些關系，跨省跨區送電的容量價格機制才會比較清楚。”郭尋表示。

  跨省跨區煤電容量電價難以落實，與我國跨省跨區送電機制異常復雜的現狀有關，這其中既存在歷史原因，也存在技術原因。

  郭尋表示，一是功能定位難以明確。跨省跨區送電兼具保送端消納與保受端供應的作用，目前大部分地區還存在“外來電是富余電，就應該便宜”的刻板印象，因此也會對跨省區交易價格與容量電費支付存在爭議。二是電量成分難以區分。“網對網”送電方式將所有類型的電力“海納百川”式聚集后送出，難以分清具體的送電類型。同時，目前的跨省跨區送電主要是開展電量的分配，而不是分配通道或電源可用容量。

  在全國統一電力市場建設的背景下，有效開展跨省跨區電力交易、推動電力資源更大范圍流動將是 “全國統一大市場”核心要義的重要體現。“建設全國統一電力市場的前提，是要創造一個更廣泛資源配置下的公平競爭的環境，其中各省容量電價的政策，會成為煤電投資和市場運營中要考慮的重要前置條件，如果一些省份在為其他省份承擔額外的容量成本，那么市場競爭的公平性就會受到沖擊，進而產生的深層次問題就是影響全國統一電力市場的建設。”馮永晟表示。

  2022年2月，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司聯合出臺《關于加快推進電力現貨市場建設工作的通知》（發改辦體改〔2022〕129號），該文件明確要求“落實跨省跨區交易與省內現貨市場在經濟責任、價格形成機制等方面的動態銜接，跨省跨區交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量，買方成交結果作為受端關口電源參與省內出清結算，省間交易結果作為省間交易電量的結算依據。”這一要求為各類型省間交易或省間機制銜接提供了具有可行性的指導。2024年8月刊發于“電聯新媒”的《基于跨省跨區交易的煤電容量機制再設計》一文基于129號文的指導思想，對優化跨省跨區容量形成機制提出兩方面建議。一方面，基于129號文所提出的省間銜接思想理順跨省跨區容量機制，賣方成交結果作為送端關口的省內負荷承擔與省內用戶一致的容量電價責任，買方成交結果作為受端關口電源獲取與受端省內電源對等的頂峰容量收益。另一方面，逐步發展建立容量市場，以應對可再生能源快速發展可能導致的頂峰容量短缺。

  容量機制的進一步深化

  為了保障煤電容量電價實施效果，1501號文建立了考核機制，規定煤電機組如無法按照調度指令提供所申報的最大出力，將相應扣減容量電費。如月內發生兩次，扣減當月容量電費的10%，發生三次扣減50%，發生四次及以上扣減100%；如自然年內月度容量電費全部扣減的情況累計發生三次，則取消其獲得容量電費的資格。在此基礎上，各地區根據本地實際情況建立了煤電容量電費考核工作機制。

  考核機制的建立，可有效激勵機組提升設備可靠性，確保煤電機組按要求履行容量義務，從而保障電力供應。記者了解到，煤電容量電價實施以來，對煤電機組的動態性能要求總體趨嚴，發電企業加強機組管理，出力受阻的情況大幅減少。

  不過，在當前容量電價的機制下，制定考核要求，機組按照調度的指令來做動作，只是建立了物理運行層面的規則，從經濟層面來看，需要構建一套和系統物理運行需求激勵相容的規則，通過經濟手段引導機組自主做動作，從而更好地順應當前煤電運行方式快速變化的現實。“通過考核來給與容量電費是一種相對簡單的方式，但不一定是最有效的方式。當前容量電價的考核邏輯與電廠的實際運行強行綁定，留給電廠運行自主決策空間相對不足，因此，建議設計一套市場化的激勵機制，讓煤電機組主動響應價格信號和系統需求，而非被動應對僵化的考核。一個相對理想的方式是，把容量電價的支付和短期系統的運行需求結合起來，讓機組能夠主動滿足調度在短期系統運行中對容量可用性、靈活性的需求，適應系統運行需要，并機制化地獲得補償激勵。當然，這種機制需要綜合競爭與規制兩種手段的作用來形成。”馮永晟表示。

  容量機制的演化和發展不僅需要縱向深化，也需要橫向擴展。由于煤電是我國的主體電源，煤電容量電價的出臺關聯了各類電源，一方面是為了盡快調整我國新型電力系統裝機結構、加快推動煤電機組的轉型，另一方面也相當于以煤機為試點進行容量補償機制的探索。在煤電容量電價已落地的基礎上，需深入研究氣電、核電、儲能等電源品種容量電價機制。

  “從市場公平的角度看，能夠提供有效容量的電源都應當獲取容量電費。因此建議在適當的時機對容量電價機制進行調整，完善系統整體的電價體系，以價格指導規劃，提升投資效率，從而促進電力行業的有序競爭。”郭尋表示。

  需要關注的是，許多能夠提供容量的新型主體正在出現，尤其是新型儲能領域中，技術處于快速更迭期，各類技術路線的探索和應用處于不同的周期，對于容量電價的給與需要考慮到對技術路線的潛在影響。“如果未來容量機制考慮到覆蓋各類資源，就需要針對可靠性指標構建、拍賣機制設計等方方面面開展一整套規則的周密制定，從而更好地引導各類資源的規劃與成長，避免出現容量市場的供需失衡，也避免抑制潛在新技術的出現。”馮永晟表示。

  “隨著電力市場建設的不斷深化，和各種技術的不斷進步，容量這一概念的內涵和外延也越來越豐富。由于各類資源提供的容量服務是千差萬別的，因此在容量機制進一步深化的過程中，建議逐步細分容量產品，實現不同容量產品的分別定價。”華北電力大學現代電力研究院研究員陶文斌建議。