煤电容量电价政策落地，新型电力系统建设加快（附全解读）

讨论多时的容量电价机制改革终于落地。

11月10日，国家发展改革委和国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。

此次《通知》的出台，对于我国电价改革具有里程碑式的意义，标志着新型电力系统中体现电力多元价值的价格体系正在逐渐建立。

容量电价，又称基本电费，是电网企业根据客户变压器容量或最大需量和国家批准的基本电价计算的电费。可简单理解为火电企业根据日常经营的固定成本来向下游用户征收一定比例的费用。

煤电容量电价的提出，是着眼于能源转型、新型电力系统建设和“双碳”目标的需求，通过调整电价结构来适应煤电机组在电力系统中功能的转变——由电量提供主体转变为容量提供主体。

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。

目前我国煤电装机为10.8亿千瓦，占全国发电装机占比49.1%，装机占比和发电量都在下降。火电利用小时从2011年5294小时降至2022年4379小时，发电量占比从82.8%降至69.8%。

随着新能源持续快速发展，火电利用小时还将进一步下降。

在煤电“功能转型”和“电量减少”两相作用下，亟需调整煤电单一电量计价方式，通过容量电价稳定回收一部分成本，确保有足够的机组在低利用小时下能“存活”下来，及时提供调节服务。

文件指出，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，具体由国家能源局另行明确。

这个适用范围的规定，契合容量电价的本质，即容量电价是针对在电力系统中能够提供有效容量的电源，得到容量电价就意味着需要按要求履行容量义务，而自备电厂显然不符合这样的要求。

煤电容量电价的计算方式，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（各省级电网煤电容量电价水平具体见附件）。

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%。

政策的提出，将在一定程度上解决存量煤电生存问题。按照最大出力600MW煤电机组执行330元/千瓦的50%容量电价估算，年收益将达到近1亿元，相当于为煤电机组变相增加约130个利用小时，简单叠加到2022年煤电机组实际利用小时数上，基本接近甚至略微超过传统认识上的设计利用小时4500小时，为煤电机组回收固定成本提供保障。

以下是国家发展改革委有关负责同志对文件的解读。

问题一：为什么要建立煤电容量电价机制？

答：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。

问题二：煤电容量电价机制的主要内容是什么？

答：《通知》坚持问题导向，围绕建立煤电容量电价机制，创新提出了一揽子政策措施，主要内容包括“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的方式确定。综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，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的比例提升至不低于50%,即每年每千瓦165元。

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。

问题三：为什么容量电价计算基数要全国统一，但各地容量电价具体水平又分类分档确定？

答：一方面，作为容量电价计算基数的煤电机组固定成本，主要包括折旧费、财务费、人工费、修理费等，地区差异总体较小，不同类型机组之间差异也有限，具备全国实行统一标准的基础。根据全国平均值统一明确为每年每千瓦330元，较好统筹了可操作性和实际情况。

另一方面，各地电力系统对支撑调节能力需求不同，煤电功能转型进度差异也较大。有的地方水电、新能源等可再生能源比重较大，煤电已主要发挥支撑调节作用；有的地方煤电则仍是主力电源，在提供电力和电量方面都是“顶梁柱”。因此，在确定容量电价回收固定成本比例时，将煤电转型较慢、机组利用小时数较高的地方安排得低一些，煤电转型较快、机组利用小时数较低的地方安排得适当高一些，符合各地实际情况，有利于煤电加快实现功能转型。

需要特别说明的是，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、为企业吃下“定心丸”，又有利于凝聚各方共识，确保机制平稳实施。

问题四：建立煤电容量电价机制，对终端用户用电成本会产生什么影响？

答：建立煤电容量电价机制，在稳定煤电行业预期、保障电力系统安全运行、促进新能源加快发展的同时，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，煤电总体价格水平是基本稳定的，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。同时，该政策不涉及居民和农业用户，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。

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，提升整个电力系统的经济性，从而对降低终端用户的用电成本也是有好处的。

以下是文件全文链接（或点击阅读原文）：

首图来源：theneweconomy

图片来源：洛阳发布

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