2023年11月8日，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”），明確我國自2024年1月1日起，對合規在運的公用煤電機組實施容量電價。煤電容量電價的實施，既是對煤電機組“兜底調節”功能的經濟性認定，也是保障我國電力供應安全的必要手段，探索了保供手段由計劃走向市場的新方式，實現了煤電機組“要我保供”向“我要保供”的角色轉換，成為實現我國能源轉型的重要路徑。實施一年來，煤電容量機制究竟在改善煤電企業經營狀況、提升保供能力、穩定和激勵煤電投資等方面發揮了怎樣的作用，以及未來容量機制如何深化，以上問題都成為行業關注的熱點。
煤電容量電價機制實施情況
總體上看，容量電價實施初步實現了煤電機組按不同功能獲得收益的效果，提升了煤電機組確保生產能力可用的主動性，促進了煤電機組的技術改造。
煤電機組收入結構重塑，用戶側用電價格總體平穩。據不完全統計，截至2024年11月，全國煤電機組獲得的容量電費收入約940億元，全年預計在1000億元以上。從全國用戶側電價水平來看，1~11月工商業用戶用電價格為0.6691元/千瓦時，較2023年同期降低0.0067元/千瓦時，小幅微降。可以看到，在實施煤電容量電價后，工商業用戶用電價格總體保持穩定，主要由于電能量市場交易價格有所下降，達到了主要以調整電價結構保持電價水平穩定的目的。
激勵煤電機組主動減少出力受阻，對煤電保供提供經濟補償。容量電價實施前，煤電機組由于開機時間長，但利用小時不高，除少數現貨連續運行地區外，其可用出力沒有直接的約束機制，所以煤電機組在完成手中的中長期合同后，對解決出力受阻缺乏主動性，這種僅依靠煤電機組自覺進行保供、卻沒有任何經濟激勵的情況其實是難以為繼的。容量電價實施后，煤電企業自發加強燃料采購、生產和營銷等相關部門的協作，多渠道購足煤、購好煤，保障生產需要，同時優化縮短機組檢修工期，力促機組盡早并網運行，以期獲得最高的容量電費。據電網企業相關統計，煤電容量電價實施以來，出力受阻大幅下降，煤電機組可用出力被考核情況少之又少，煤電機組基本可獲得容量電價的99%。2024年全國煤電發電量較2023年、2022年分別提高500億千瓦時和290億千瓦時。在電量電價整體走低的情況下，發電量提升也從一個側面反映了電價結構調整對煤電發電的激勵作用。
容量收益加速推動“三改聯動”實施，煤電機組主動適應系統兜底調節的功能定位。煤電機組為了能夠長期全額獲得容量電費，積極推動現役煤電機組靈活性改造應改盡改。自2024年3月17日國務院印發《推動大規模設備更新和消費品以舊換新行動方案》后，多個省份在各自的細化行動方案中提及“三改聯動”相關目標。以廣東、寧夏、黑龍江、河南、浙江、天津6個。ㄊ小^）為例，六地行動方案中涉及“三改聯動”目標項目裝機合計已超2000萬千瓦。其中，河南省更是提出力爭到2025年完成存量燃煤機組節能降耗改造、靈活性改造、供熱改造。煤電機組加快靈活性改造，將有助于進一步提升煤電機組調節性能，為系統加大可再生能源消納創造條件，從而推動可再生能源建設，提升系統容量長期充裕度。正確的技術改造方向，使煤電機組承擔兜底調節功能的物理基礎更加堅實。
客觀看待煤電機組的潛在“風險”
自2024年容量電價實施后，大部分煤電機組經營狀況有所改善，利潤總額已創近幾年的新高。但是，隨著各地電力供需緊張的緩解以及煤炭價格回穩，絕大部分地區的電力中長期價格有所回落，引發了部分投資主體對于實施煤電容量電價機制目的的質疑，認為容量電價雖然給了煤電一部分固定收入，但是通過降低電量電價的方式，把這部分容量費用進行了回收，煤電機組仍然沒有獲得“增量”收入，甚至由于有可能被考核而拿不到“本該拿到的錢”，尤其對比新能源的收益更是“意難平”。事實上，從目前用戶側電價整體情況看也的確如此，用戶側并沒有因為承擔了容量電費而造成用戶側電價上漲。考慮到隨著功能轉型和新能源的快速發展，未來煤電機組利用小時數將進一步下降，從這一角度看，煤電機組仍在制度性“風險”之中。對此，我們應從以下三個方面客觀看待這些問題。
首先，煤電容量電價實施最重要的是改變煤電盈利模式，并非是定向給煤電“輸血”。過去三年，我國煤電裝機量基本保持了每年3000~3500萬千瓦的增長。近中期，我國最高電力負荷仍將保持中高速增長，可以預見，在我國現有資源和技術條件下，煤電裝機保持一定水平的增長是確保我國電力供應安全、保障系統可靠性的重要基礎。而新能源則會憑借邊際成本低的優勢，將逐漸成為電量供應的主體。因此，這就需要煤電機組有合理的容量成本回收機制來激勵新增容量的投資，同時，由于會“讓出”更多的電量空間給新能源，電能量收入會隨之降低？傮w來說，就是隨著我國能源轉型，以及煤電在電力系統中的角色轉變，其收入結構也將隨之改變，即電量部分收入逐漸降低，而容量部分收入逐步提高。煤電機組容量電費的上升幅度，取決于新能源的發展速度，新能源發展越快，煤電機組的容量電費上升就越快。必須注意到的是，從國際經驗看，調節性機組的容量收入并不能完全在電能量市場中回收，新能源比例越高在電能量市場中回收的比例就越低，必須通過場外機制進行考慮。
其次，2024年，多個地區電力中長期價格走低是供需形勢決定的。特別是在現貨市場連續運行的地區，現貨市場所釋放出來的價格信號，足以讓身經百戰的市場主體敏銳地感知到電力供需的變化。近期某電力市場中發電集團集體上書，“認為現有電價無法回收固定成本，要求鎖定更高比例的年度長協，促進煤電企業穩定與發展”。發電集團的擔憂不是沒有道理。由于新投產機組的加入、電力需求不及預期、燃料價格下降等多方面原因，電力現貨市場價格預期走低，售電公司自然想通過現貨市場盡可能地購入“便宜的電”。由于市場化改革改變了過去實行的固定電價模式，進而改變了煤電機組“虧三年、盈三年”的“逆周期”經營模式，燃料價格下降帶來的紅利會被市場機制傳導給用戶，一旦各地市場限價不合理就會變成“虧三年、平三年”的經營模式。比如，部分電力現貨市場價格上限值較低，甚至三分之一的時間出清價格觸及上限，導致煤電機組無法從現貨市場回收合理的收益；又如仍有部分有可能在電能量市場中定價的機組，比如燃機未進入市場，造成現貨市場出清價格人為降低。再如，客觀上在電力供應寬松的情況下，新能源成為電力市場定價機組的情況更加頻繁，必然會拉低市場整體價格，個別地區新能源成為定價機組的時間已超過2000小時/年。
最后，煤電利用小時數快速降低印證了實施容量電價機制的必要性。按照1501號文規定，我國有河南、青海、四川、重慶、云南、廣西、湖南7個地區由于可再生能源占比高、煤電利用小時數低，容量電價標準按照165元/千瓦執行，其余地區在2024~2025年按照100元/千瓦執行。但近兩年，我國新能源新增裝機發展迅速，年均增長2億千瓦以上，遠高于全社會用電量的增長，造成部分地區煤電機組利用小時數下滑很快。2024年，全國范圍內煤電機組年利用低于3500小時的有8個地區，3500~4500小時之間的有8個地區，也就是說將近一半以上的地區煤電利用小時數未達到5000小時。進入“低利用小時俱樂部”的地區增長速度超過了原有估計。這一方面印證了容量電價機制推出的必要性，另一方面也對進一步完善容量電價機制提出了更加迫切的要求。
下一步容量電價機制完善的發力點
容量機制并非電力市場的“標配”，但卻是建設新型電力系統、順利實現能源轉型很重要的一個機制設計。下一步建議從以下三個方面推動完善容量機制。
一是將容量成本機制范圍擴展至整個發電側。預計2026年，我國大部分地區電力現貨市場將連續運行，除煤電機組外，以燃機、抽蓄為代表的各類型調節電源進入現貨市場后，均會面臨僅依靠電能量市場很難覆蓋其全部成本的問題，需要容量成本機制幫助其回收其余部分成本；同時，新能源、徑流水電等類型發電機組盡管有效容量占比很低，但是只要在系統最大負荷出現時段貢獻了容量的機組，就應當公平享受容量費用。因此，需要針對各類型電源建立容量成本回收機制，對各類型電源的有效容量按照統一的容量電價標準進行補償。容量電價標準應與當地容量需求、長期邊際機組的固定成本相關。
二是合理確定電力現貨市場限價。我國目前已連續運行的現貨市場中，除蒙西市場之外，其余市場上限價格最高在1.2元~1.5元之間，最低的僅為當地燃煤機組基準價的兩倍。從2024年現貨市場運行情況看，由于新能源增多、供需相對平衡、開機方式較大以及部分高價機組仍未參與市場等多種因素疊加，現貨出清價格達上限時長普遍減少，但是觸及下限價格的時長上漲迅速，部分地區較2023年增加了兩倍，達到3000多小時。市場限價不等于均價，上限價格過低或者是下限價格過高，都會造成市場價格無法真實反映電力價值，向投資主體發出錯誤的價格信號，同時也會使得變動成本較高的電源，例如燃機，出現在現貨市場中甚至無法回收變動成本的情況，抑制新型調節技術的發展。
三是完善市場中各類成本補償。電力現貨市場收入并非全部來自電力現貨交易電費，因為現貨交易電價只能反映能夠線性優化的電價部分，大量非線性優化模型，是無法直接在現貨交易電價中體現的。例如，啟停和調度機構脫離交易結果發出的動作指令，引發的成本并不能或者不完全能由電力現貨交易電費所體現。在電力市場建設初期，大部分地區并未將成本補償隨市場建設的進行而同步推進，但是，新型電力系統的特征注定會使得傳統類型電源不再像以前一樣有穩定的出力，隨之而來的是更多的啟停、調峰等，甚至為了維持電力系統穩定運行，還需要作為必開機組運行。因此，在大力推動電力現貨市場建設的同時，應當同步建立啟停、必開、上抬等各類成本補償機制，引導不同類型機組能夠在電力系統中“各司其職”，而全體用戶作為最終的使用者需要承擔轉型的成本，共同為我國電力系統的安全穩定和清潔低碳做出努力。
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