11月10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》），并明确了各省级电网煤电容量电价标准，燃煤发电功能转型速度加快。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，以补偿电能量市场无法回收的固定成本，并将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。同时，《通知》也为市场化的容量机制探索开了口子，电力现货市场连续运行的地方，可参考《通知》明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制；发电侧容量电价机制建立后，省内煤电机组不再执行《通知》规定的容量电价机制。国内来看，山东已经建立了体系完整的发电侧容量补偿机制，《通知》这一段表述实际上就是对于山东电力现货市场容量补偿机制的肯定与鼓励。
山东容量机制设计原理
山东采取“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”模式。
这种模式的核心思想就是对有效容量进行全固定成本补偿，选择典型边际机组的单位投资作为全部机组有效容量的容量补偿价格，容量费用由全体工商业支付，同时严格限制发电主体在电力现货市场中的报价水平，要求其不得偏离变动成本。
全容量补偿指的是边际机组全容量补偿，并不是对每台机组的固定成本都进行全部补偿。
在正常竞争供需平衡的电力市场中，变动成本较高的边际机组只有在供给紧张的时候才能发电。和非边际机组不同，边际机组在电力现货市场中只能回收变动成本，因此需要在场外给予全容量补偿。同时，依据技术中立的思想，若给予边际机组容量补偿，非边际机组也应参考相同补偿标准进行补偿。成本型电力现货市场指的是边际机组已经获取全容量补偿，就不能允许其在现货市场中获取超额收益，所以电力现货市场报价要以变动成本为锚，适当允许上浮一定比例设定报价。
《通知》可能为山东容量机制带来的变化
《通知》在肯定山东现有容量机制的同时，在“省级电网煤电容量电价表”中依然规定了山东的煤电容量电价水平，来和山东现行机制有效衔接。山东为保障改革初期用电价格水平的总体稳定，将原电量电价拆分为“容量电价+电量电价”两部分，两部分价格之和为1.2倍燃煤基准价。按照《通知》中将煤电容量电费纳入系统运行费、由工商业用户分摊的思想，山东可按“省级电网煤电容量电价表”中的山东煤电容量电价水平将对应煤电容量电费纳入系统运行费向工商业用户分摊，同时相应调减现有的容量电价水平；或者保持现有容量电价水平不变，将“省级电网煤电容量电价表”中的山东煤电容量电价作为新增系统运行费用单独向工商业用户疏导。通过上述两种方式均可实现现有机制与《通知》要求的衔接。
当前山东的边际机组是30万燃煤机组，固定成本是山东燃煤发电中最高的，当全额补偿了30万千瓦等级燃煤发电机组固定成本后，30万千瓦以上等级机组，由于造价相对较低，会产生固定成本收益。近期，山东正在投产建设燃气机组，燃气机组造价低于燃煤机组，但变动成本显著高于燃煤机组。当燃气机组进入市场后，燃气机组就代替30万千瓦等级燃煤发电机组成为边际机组，按照燃气机组固定成本核定容量电价后，会导致全网容量补偿费用的显著下降。是不是按山东现行容量机制，燃气入市后会带来煤电企业的经营困难呢？是不是说成本型电力现货市场理论是错误的呢？实际上，理论依然是正确的，实践中煤电依然可以生存。作为边际机组，特别是气价高企时
燃机
会显著推高峰段的现货电能量价格，燃煤等非边际机组虽然容量补偿费用下降，但是可以获取超过其发电变动成本的电能量收益。
因此在燃机入市后，山东依然可以采用“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”的模式。
相关展望
《通知》对发电侧容量电价机制的相关表述，表明未来要在电力现货市场运转良好的基础上，推动市场化的容量成本回收机制。同时，《通知》对电源侧的全面入市、构建更为均衡的市场体系也有明显的促进作用。
一是《通知》吹响了新能源等各种电源的入市号角。
当前仅出台了针对煤电的容量电价，一方面是因为近年来随着新型电力系统加快建设，各类型电源中只有燃煤发电的利用小时数在不断下降，燃煤发电的部分投资成本无法通过单一电量电价回收；相对其他类型调节支撑电源，燃煤发电顶峰能力更可靠，燃料来源更有保证且成本更低，在相当长的时期内，我国能够发挥长时间经济保供作用的电源类型只有燃煤发电。另一方面，当前煤电改革已经完成，实现了完全的市场化，电量电价与容量电价的关系也已理顺。当前只给全面市场化的煤电容量电价的另一层涵义是，没有实现市场化的电源未来也无法拿到容量电价。同时，《通知》中关于煤电容量电价机制的设计，本身是为市场化的容量回收机制做铺垫，在电力现货市场运行的基础上，推动建立市场化的容量成本回收机制。
二是市场设计更加均衡合理。
煤电容量电价的出台，进一步完善了市场体系，电能的各种属性更加全面，不同板块间的收益更加均衡。当前我国已经构建了包含现货电能量市场、辅助服务市场、容量电价机制等的多层次市场体系。电力市场化的目的不是给予电源暴利，而是在保障电源合理收益的基础上充分实现电力资源的优化配置。未来现货市场和容量机制应该同步设计，实现机制间的均衡和衔接，若采用全容量补偿机制，就应设计成本型现货市场；若给予部分容量补偿，就应设计策略报价型现货市场，允许电力现货市场上限价设置较高，不要求发电主体根据变动成本进行报价，对电力现货市场价格波动的容忍度较高，发电主体可通过电能量交易回收固定成本和变动成本，并获得合理收益。对于边际机组在电力现货市场不能回收的固定成本，建立容量市场，以有效容量为标的，由能够提供有效容量的发电主体和可中断负荷报价形成有效容量的出清价格，容量费用由全体用户承担。同时，未来应推动完善基于峰荷贡献的各类型电源有效容量核定办法，实现新能源等电源有效容量的科学核定。
三是容量机制设计更符合市场建设要求。
“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”起步较为容易，但由于按变动成本限制发电主体报价，现货峰谷价差较小，无法充分引导发用主体削峰填谷、顶峰压谷；策略报价型电力现货市场，允许出现更高的峰谷现货价差，用户有较强的参与系统调节的动力，但是价格高波动也要求各方具有更高的心理承受能力。未来应以更能促进新型电力系统建设为出发点，推动实现更加合理完善的市场化容量补偿机制。
我国燃煤标杆电价制度的建立为此后的市场化同台竞价奠定了坚实基础，与此类似，《通知》的燃煤容量电价机制虽未细分燃煤发电类型等个体差异，建立的是全国统一的容量“标杆价”，也为容量竞争机制的建立打下了坚实的制度基础，同时与现行现货发电侧容量补偿机制做好了衔接，既为市场解决了当下难题，也为其长远建设指明了方向。
本
文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系电力从业者。
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