简评《关于建立煤电容量电价机制的通知》：电价改革新里程碑

容量电价机制迈出关键一步，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，煤电功能再定位，促进系统绿色低碳转型。国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，即对煤电实行两部制电价政策。这将有利于在价格形成机制上反映煤电机组功能转型，满足国家对于灵活调节能力的要求，进而提高电力系统调节能力，促进清洁能源消纳，推动能源绿色低碳转型。因此，煤电容量电价机制的将有利于促进煤电机组通过灵活性改造等方式，在调节范围、调节速度、调节方向等方面达到相应要求。 明确容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。《通知》明确了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，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适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。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。全国的统一标准解决了对大规模、多类型煤机开展全面监审的若干问题，在一定程度上有利于解决存量煤电生存问题，为煤电机组回收固定成本提供保障，为煤电投资提供了相对稳定的收益预期，有利于恢复投资信心。 明确了跨省区容量电费的分摊机制，有利于省间与省内价格机制的有效衔接。 对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。其中：（1）配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊。（2）其他煤电机组，原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑送电省份外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。 强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定。 《通知》要求，各地要加强政策协同，对于已建立调峰补偿机制的地方，要认真评估容量电价机制实施后系统调峰需求、煤电企业经营情况等，相应调整调峰服务补偿标准；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。 风险提示：容量电价政策推行不及预期，电力需求超预期下行风险，新能源装机并网进度不及预期，火电灵活性改造项目推进不及预期。 为贯彻落实党中央、国务院关于加快构建新型电力系统的决策部署，更好保障电力安全稳定供应，推动新能源加快发展和能源绿色低碳转型，近日国家发展改革委、国家能源局联合印发《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《通知》），决定自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，标志着煤电容量电价机制建设的新篇章。 图表1：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》 1、为什么要建立煤电容量电价机制 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。 我国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，也是下一步推动新能源进一步加快发展和能源绿色低碳转型的必然要求。 一方面，近年来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。2022年我国新能源新增装机达1.2亿千瓦、新增发电量约2000亿千瓦时，均占全国新增总量的三分之二左右。根据市场机构测算，未来几年国内新能源装机规模还将快速增长。 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，对促进新能源进一步加快发展具有重要意义。 另一方面，现行单一电量电价机制不能充分体现煤电的支撑调节价值。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。随着煤电转变经营发展模式，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，长此以往可能影响电力系统安全运行，并导致新能源利用率下降。 因此，建立煤电容量电价机制、通过容量电价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，为承载更大规模的新能源提供有力支撑，更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。 2、本次《通知》的核心内容 本次《通知》的主要核心内容过包括：煤电容量电价机制的实施范围；容量电价水平的确定方法；容量电费分摊；容量电费考核等内容。此外，《通知》中还对各省的煤电容量电价进行明确界定（图表2：省级电网煤电容量电价表）。 对于煤电容量机制的适用范围，《通知》明确，煤电容量电价机制仅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。对于不满足要求的煤电机组，有望进一步释放火电灵活性改造需求，加速推进火电灵活性改造。 对于容量电价水平的确定，《通知》明确，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。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；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右（图表2：省级电网煤电容量电价表）。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%。 上述对于配合燃煤发电容量电价按照回收燃煤发电一定比例固定成本的方式确定的规定，形成了煤电容量电费的总需求，适用范围较广，门槛条件较低，既保证了最大限度覆盖煤电机组，也体现了定向支持的特点。 图表2：省级电网煤电容量电价表 容量电费分摊一直是行业较为关注的重点，本次《通知》中明确： 煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。新建煤电机组自投运次月起执行煤电容量电价机制。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，由电网企业按月发布、滚动清算。 对于行业较为关注的跨省煤电容量电费，《通知》中规定，对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。其中：（1）配套煤电机组，原则上执行受电省份容量电价，容量电费由受电省份承担。向多个省份送电的，容量电费可暂按受电省份分电比例分摊，鼓励探索按送电容量比例分摊。（2）其他煤电机组，原则上执行送电省份容量电价，容量电费由送、受方合理分摊，分摊比例考虑送电省份外送电量占比、高峰时段保障受电省份用电情况等因素协商确定。对未纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，由送电省份承担其容量电费。 《通知》对于跨省煤电容量电费的规定，进一步充实了跨省区交易合同的协商内容，明确了卖方和买方的权利义务，能够推动交易双方更加严肃、认真地对待跨省区交易合同谈判，尤其是受电省份买方拥有了容量电费直接结算和考核的权力，逐步建立交易责任承担概念，对未来推动跨省区送电交易有着积极意义。 对于容量电费考核，《通知》规定考核规则、层级与考核主体。正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定，下同）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局结合电力并网运行管理细则等规定明确。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。对于应急备用煤电机组的容量电价，由省级价格主管部门会同能源主管部门按照回收日常维护成本的原则制定，鼓励采取竞争性招标等方式确定。应急备用煤电机组调用时段电量电价，按同时段最短周期电力市场交易电价水平确定。应急备用煤电机组具体范围及管理办法由国家能源局另行明确。 3、本次《通知》的亮点 重视政策协同，衔接电力市场化改革 《通知》强调了政策协同的要求，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。对于已建立调峰补偿机制的地方，要认真评估容量电价机制实施后系统调峰需求、煤电企业经营情况等，相应调整调峰服务补偿标准。因此，《通知》并没有把煤电容量电价机制作为单独的一个政策进行制定，在容量电价标准具体数值确定、与调峰市场衔接和推动跨省区送受电价格市场化方面，发挥了预留与电能量市场接口、规范辅助服务和跨省区交易行为的作用，对下一步电力市场化建设推动作用明显：一方面给予应急备用机组适当的电价补偿，容量电价反映固定成本，电量电价由电力供需、由市场形成，确保容量电价和电量电价各自充分发挥作用；另一方面与现行的调峰市场衔接，动态调整有偿调峰服务补偿标准，缓解了市场化改革带来的发电资产搁浅成本问题，与电力市场化改革进行了有机衔接。 完善煤电计价方式，明确了跨省区外送煤机分摊机制 电力市场竞争机制本质上为边际成本竞价，发电机组的固定成本回收无法在市场中实现，因此可能会导致市场存在可靠性装机投资意愿不足、调峰能力缺乏等问题，这不仅会对电价造成不利影响，也可能会威胁到电力系统的安全可靠性。《通知》提出，为适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，决定将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。《通知》中容量电价的确定，实际上是把原先的基准价进行更细节的拆分，更有利于明确各电源的权利义务和市场化改革。另一方面，对于明确容量电费在跨省区交易中的分摊方式，有利于省间与省内价格机制的有效衔接。 4、本次《通知》的重要意义 《通知》的出台弥补了我国电力市场体系中容量机制设计的空白，建立了覆盖我国主要有效容量来源的容量机制，满足了我国健全多层次电力市场体系的需要。 电源侧 建立煤电容量电价机制，对于稳定煤电行业预期、保障电力系统安全运行、促进新能源加快发展，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。 电力行业绿色转型决定了燃煤发电利用小时数不断下降，煤电主要任务由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。因此在煤电利用小时数减少和功能转型的双重作用下，煤电单一电量计价方式的调整愈发迫切，而本次《通知》的煤电容量电价机制首次明确了能源转型成本向全社会传导。一方面，容量电价模式可以帮助煤电彻底转变盈利模式，促进煤电企业主动为新能源做好调峰调频，推动煤电从提供电力电量保障的主力电源逐步转为基础保障性和系统调节性电源；另一方面，出台容量电价机制，一定程度上可以保障煤电机组正常运营并补偿火电机组固定成本投资带来的企业收益下降，引导煤电投资建设，有助于煤电继续发挥其保障电力电量供应的功能。 但需要注意的是，作为边际定价者，煤电的价格会带动新能源的价格波动。随着新能源参与市场化比例进一步增加，新能源新增装机和传统一次能源价格会相互影响。 终端用户 短期看，由于建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平是基本稳定的