深度 | 煤電容量電價機制再審視

2023年11月，國家發展改革委、國家能源局聯合發布了《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《通知》），決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制。《通知》對煤電容量電價機制的實施范圍、電價水平的確定、容量電費分攤和考核方面做出了一系列規定。煤電容量電價機制出臺的目的一方面旨在適應煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重的轉型趨勢，推動煤電充分發揮支撐調節作用，以更好地促進新能源消納和加快能源綠色低碳轉型；另一方面是在一定程度上緩解自2021年以來煤電企業普遍出現虧損的局面，通過建立煤電容量電價機制讓煤電企業回收部分固定成本，從而穩定煤電行業預期，發揮好煤電保障電力安全穩定供應的重要作用。

（來源：電聯新媒 作者：北京大學能源研究院 吳迪 汪若宇 王可珂 俞露稼 康俊杰）

總體來看，煤電容量電價機制實施一年來，對我國完善電力市場建設、穩定煤電企業經營業績、推動煤電功能轉型、促進新型電力系統構建等目標產生了積極作用，但目前煤電容量電價機制仍存在一些問題，具有進一步深化完善的空間，并逐步過渡到競爭形成價格的容量市場模式。本文將重點探討現存容量電價機制所面臨的問題和潛在的深化完善措施，并對未來逐步向容量市場過渡提出相關建議和展望。

容量電價機制面臨的問題

容量電價機制的實施雖然對政策出臺時所設定的目標起到了一定的推動作用，但目前仍存在一些問題，未來有進一步深化完善的空間。

一是現有容量電價機制沒有充分反映不同省份電力發展情況的差異。不同省份的電源結構、負荷結構存在很大差異，一些省份的新能源、水電等可再生能源比重較大，煤電主要發揮支撐調節作用，利用小時數較低；而另一些省份煤電仍是主力電源。與此同時，各省份的經濟發展水平、產業結構和居民生活習慣等因素導致電力需求和負荷特性各不相同。一些省份的電力需求增長較快，負荷峰谷差較大，對煤電的容量支撐需求更為迫切；而另一些省份的電力需求相對穩定，負荷峰谷差較小。但容量電價機制在制定時僅劃分了每年每千瓦100元和165元（含稅）兩個檔位，未能充分考慮以上差異，使得煤電容量電價與各省份的實際需求不匹配，無法有效發揮容量電價的激勵作用。例如，在全國光伏裝機規模最大的山東省，為促進新能源消納和保障電力系統安全穩定運行，煤電機組頻繁深度調峰，甚至當月多次啟停調峰已成為常態，而目前的容量電價補償尚無法有效回收機組調峰所帶來的變動成本，煤電機組主動支撐新能源消納的意愿較弱。

二是現有容量電價機制忽視了煤電機組的個體差異。不同煤電機組存在各種個體差異，包括服役年限、利用小時數、運行效率、裝機規模、與其他電源的協同配合能力等。這些因素都會影響機組在電力系統中的實際作用和價值。但目前的容量電價機制在補償時往往采用“一刀切”的方式，忽略了機組的個體差異，有失公平性，也不利于充分發揮每個機組的優勢和潛力。例如，有關研究表明，容量電價機制對老舊機組利潤率的改善較為明顯，而對新機組而言，容量收入的經濟性激勵作用不足，新機組有高效能優勢，主要提供電量支撐和調節性輔助服務。此外，雖然《通知》將燃煤自備電廠、不符合國家規劃的煤電機組，以及不滿足國家對于能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組排除在外，但目前對容量電價實施范圍的具體標準仍未明確。

三是現有容量電價機制在一定程度上過于傾向煤電，沒有充分考慮和鼓勵包括非化石能源、儲能、需求資源和電網互聯的容量價值，而這些資源所能提供的低碳靈活性容量恰恰是未來新型電力系統中的關鍵組成部分。例如，在和我國類似建立起容量電價補償機制的智利，早在2016年就將各種形式的儲能和混合能源系統（如新能源+儲能）列入了容量支付的范疇，隨后在2022年又將獨立儲能納入了進來，并根據儲能充放電時長的不同給予不同的容量補償。美國聯邦能源監管委員會（FERC）在2022年頒布的第2222號命令還強調了消除分布式能源參與批發市場的障礙，允許分布式能源和聚合商參與電能量、容量和輔助服務市場。而由于我國這些低碳靈活性資源的容量價值尚未得到充分認可和合理補償，不僅會影響這些資源的投資和建設，也有可能在未來造成新一輪煤電產能過剩的風險，進一步增加了電力系統整體的投資和運行成本。

容量電價機制的深化完善措施

第一，進一步細化煤電容量電價機制，充分考慮不同省份電力行業發展形勢和機組個體的差異。結合不同省份電力轉型情況、電力需求規模和負荷特性、電力市場成熟度、地方電價水平等因素分省或分類施策。對于可再生能源滲透率較高、保供壓力較大、煤電企業生產經營較為困難的地區應執行更高水平的容量電價。在機組層面，對調節能力強、深度調峰和啟停調峰次數多、利用小時數偏低、環保技術水平先進的機組應適當提高容量電價補償水平。例如，對于安裝儲能、儲熱技術的燃煤電廠可享受更高的容量電價補償，以更好地推動煤電機組提升靈活性和供熱穩定性。

第二，提升煤電容量電價補償水平設定的透明度，并引入動態調整機制。透明的煤電容量電價設定及方法學，能讓發電企業、投資者等市場參與者清楚地了解電價的形成機制和影響因素，明確自身的收益預期，穩定市場信心。與此同時，提高市場透明度可以促進相關方有效監督和評估政策的合理性，及時發現和糾正不合理的電價行為。此外，明確煤電容量電價的調整周期和調整條件，如根據電力市場供需狀況、新能源發展規模、煤電企業生產經營情況等因素，定期對煤電容量電價進行評估和調整。科學的電價調整機制有助于加快煤電轉型升級步伐，避免煤電過度投資造成額外的資源浪費和經濟損失。煤電容量電價的分攤可考慮從工商業分攤逐步過渡到由全社會來分攤，避免隨著煤電容量電價回收固定成本比例的提升導致我國工商業和居民電價的交叉補貼越來越大。

第三，加快從煤電容量電價機制過渡到全市場容量電價機制，對非化石能源、儲能、需求側資源等可以提供容量價值的資源給予充分認定和補償。隨著新能源比例的快速提升，電力系統靈活性需求增加，單純依賴煤電容量電價機制不僅難以滿足多樣化資源在保障電力可靠性方面的角色，而且不利于資源利用效率的提升和支持能源轉型目標。在容量電價機制中，無論是煤電、儲能、新能源還是需求側資源，都應依據對系統可靠性和穩定性的貢獻進行公平定價。例如，美國PJM容量市場基于有效負荷承載能力（Effective Load Carrying Capability，ELCC）的方法來評估資源對系統可靠性的貢獻。ELCC的計算需要考慮系統負荷需求、資源可用性和出力特性、資源對負荷波動的調節能力、系統可靠性標準等多種因素，并通過模擬分析得到資源的有效負荷承載能力。ELCC方法可以用于動態評估不同可再生能源在不同季節、天氣條件和負荷需求下的容量價值。2024年6月，歐盟發布的電力市場法案中也要求成員國在設立容量電價或容量市場的過程中允許非化石能源（包括儲能和需求側響應）的參與，并強調對于度電碳排放超過550克的化石能源電廠被例外允許獲得的容量補償期限不能超過一年。通過科學認定新能源、儲能、需求側響應及非化石能源的容量價值，能夠充分調動多元化資源的積極性，優化系統配置，為實現電力系統高質量發展提供有力保障。

未來展望和建議

隨著“十五五”時期全國統一電力市場體系建設的深入推進，我國將逐步由容量電價機制向多類型主體參與的容量市場機制過渡。建設電力容量市場需要遵循科學性、透明性、靈活性、公平性和經濟性的基本原則，確保電力系統的可靠性和高效運行，同時推動能源綠色低碳轉型。電力容量市場的核心目標是確保電力系統的可靠性，特別是在高需求和極端天氣條件下，確保電力供應滿足負荷需求。這需要容量市場機制能夠提供足夠的激勵來吸引并留住必要的發電容量和靈活性資源。與此同時，容量市場應具有靈活性，能夠根據容量需求預測模型動態調整市場機制，以適應電力系統的變化，避免系統內容量過剩的問題。這一點往往是容量市場設計的難點。2016～2018年，美國PJM容量市場曾出現容量過剩高達30%～43%的情況，使終端用戶額外付出了數十億美元的費用；但也由于老舊機組退役、負荷增加等原因，在2024年出現容量資源供應短缺的情況。2025～2026年度，美國PJM容量市場的容量拍賣價格為269.92美元/兆瓦·天，約是上一輪容量拍賣價格的十倍。此外，容量市場應堅持公平競爭原則，采用公開競價的方式，促進市場化價格發現。對各類資源（傳統發電、可再生能源、儲能、需求側響應等）一視同仁，根據其對系統可靠性的實際貢獻進行補償，對績效表現不佳的資源進行處罰，對超額完成任務的資源進行獎勵，這也是美國PJM、ISO-NE等容量市場采用性能定價（Pay-for-Performance）的基本原則。

未來，我國應充分發揮電力現貨市場、輔助服務市場和容量市場的作用和功能，進一步體現電力商品的多維價值，包括電量價值、調節價值、平衡價值和容量價值。通過市場機制的優化設計和高效運行，推動三類市場有機協同，形成相互補充、相互促進的合力，為支持能源綠色低碳轉型、提升系統經濟性與安全性作出貢獻，為實現“雙碳”目標和構建新型電力系統提供重要保障。