11月8日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），成为深化电价市场化改革的又一重大举措。煤电容量电价政策的出台，既是利于稳定投资者预期的关键举措，也是保障电力系统安全的必然要求。

《通知》明确了实施范围、定价标准、分担主体、考核标准等关键内容。具体而言，一是从为电力系统提供有效调节容量角度，明确煤电容量电价实施范围；二是在容量电价价格确定方面，不仅在机组固定成本方面设置了全国统一标准，还允许各省结合自身特点设置回收比例，提高政策落实的合理性与准确性；三是秉承“谁受益、谁买单”的原则，明确容量电费由工商业用户承担，跨省区送电由受端承担，分担政策更加合理；四是较抽水蓄能更加明确的考核标准，有效确保煤电按照要求履行容量义务；五是强调煤电容量政策与辅助服务、电能量市场政策的协同，更好体现煤电机组多元价值，激发煤电参与市场的积极性。

煤电容量电价政策既有重大利好方面，也可能存在一定风险。一是煤电机组经济性得到较大保障，将进一步激发各省投资热情，需要防范可能的煤电产能过剩风险；二是传统资源大省或将投建煤电作为拉动经济手段，这可能放缓煤电大省低碳转型进程；三是煤电容量电费将达到千亿规模，向工商业用户疏导后将产生0.015-0.051元/千瓦时费用增量，一定程度增加工商业用户负担。

总体来看，煤电容量电价政策利大于弊，但还需国家层面对全国、各省煤电装机规模方面提出细化约束措施，从而保证煤电在低“过剩”风险前提下平稳过渡转型。

11月8日，国家发展改革委、国家能源局印发的《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》”），成为《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）后，深化电价市场化改革的又一重大举措。

一、煤电机会

自“电改9号文”发布以来，我国电力市场改革进程持续推进，已经逐步建立了“统一市场、协同运作”的电力市场架构，形成了衔接省间、省内，覆盖全国范围、全类型周期、不同交易品种的市场体系。电力市场体系相应价格体系的逐步完善，更是为电力商品的不同价值提供了量化评判标准。随着我国电力系统中新能源占比的快速提高，以及最大电力负荷的高速增长，电力系统对稳定可靠的灵活性电源需求愈加迫切，作为最经济、最稳定的调节电源，煤电在电力系统中的调节性价值始终未能充分兑现，极大制约煤电机组战略定位转型的积极性。因此，煤电容量电价政策的出台，既是利于稳定投资者预期的关键举措，也是保障电力系统安全的必然要求。

1.1 明确实施范围

《通知》明确“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。”目前参与现货市场的电源主体包括煤电与可再生能源发电，但可再生能源发电可通过电能量市场、政府补贴以及绿证交易来弥补成本，因此《通知》实施范围充分表明煤电容量电价根本出发点，即为电力系统提供有效调节容量的煤电机组获得相应补偿，相应机组需要根据要求为电力系统提供调节容量的义务。与之相比，自备电厂通常无法完全受电网调度参与系统调节，因此暂未被纳入《通知》实施范围。

1.2 兼容多重矛盾关系

首先，体现了统一性与差异性。一方面，体现了“统一性”，即在当前各地煤电机组投资成本差距不大的前提下，“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”；另一方面，还体现“差异性”，即“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”。如水电占比较高的云南、四川，煤电机组利用小时数较低，因此规定这些地区容量电价高于其他区域。充分考虑地方属地特点，有利于初期政策顺利落地执行，避免“一刀切”实施统一容量价格对部分电力用户造成较大负担。

同时，兼顾了近中期与远期。《通知》明确容量电价政策落实的时间进度，即“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；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%。”随着近两年审批的大量煤电并网发电，预计2025年后煤电机组平均利用小时数将出现显著下降，通过提升容量电价回收固定成本比例将极大提高尚处于投资回收期内的机组经济性。从长远来看，建立发电侧容量市场机制是目标。《通知》提出“电力现货市场连续运行的地方，…，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”，表明未来各类电源在为电力系统提供有效容量方面将同台竞技，提供的价值将用统一的标准衡量，并且基于市场供需情况确定电力系统容量需求的真实价值。《通知》目前仅涵盖了煤电机组，但为其他类型电源制定容量电价机制提供了方向。

1.3 明确分担主体

煤电容量电费由工商业用户承担。容量成本分担机制是社会关注的重点问题。《通知》明确“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。”一方面，煤电容量电费由工商业用户承担，居民与农业暂不承担，相应电价机制暂时不变；另一方面，跨省跨区煤电外送基本秉承“谁受益、谁买单”原则由受端承担，更具合理性，即“对于纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方需明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等；对于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。”通过明确跨省区送电中煤电容量电费，可在更大市场范围中明确煤电容量价值。

1.4 明确考核标准

以严格的考核机制保证煤电履行容量调节义务。《通知》规定，“煤电机组如无法按照调度指令提供所申报的最大出力情况的，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%”。根据抽水蓄能电站容量电价相关政策文件，其中对抽水蓄能参与系统调节并未明确列示考核具体标准，针对煤电设置更加严格明确的考核机制，能够有效约束煤电机组按照要求履行容量义务，提高设备可靠性，保障电力系统安全。

1.5 强调政策协同

电力市场体系逐步完善为煤电多元价值发挥提供可能。在单一制电量电价政策下，发电量是煤电机组运行效益的最直接影响因素，机组满发、多发会尽可能保证机组运行效益。但随着新能源在电力系统中占比逐渐提高，煤电利用小时数总体呈现波动下降趋势，尽管近几年出现一定回升，但单一制电量电价已经难以保证煤电机组固定成本的顺利回收，伴随煤炭价格的巨大波动，极大制约煤电机组运行的积极性。建立容量成本补偿机制，可在利用小时数下降的大趋势下，通过容量市场为电力系统提供调节容量，并获得额外收益补偿，以进一步明确煤电机组提供的容量价值。

《通知》在“保障措施”章节中，明确提出电能量市场、辅助服务市场与煤电容量市场机制间协同配合。一是电能量市场与煤电容量市场协同，即“电力现货市场连续运行的地方，…，省内煤电机组不再执行本通知规定的容量电价机制。”；二是辅助服务市场与容量市场协同，即“已建立调峰补偿机制的地方，…，相应调整有偿调峰服务补偿标准”。考虑到我国大部分地区电力市场建设仍处于起步阶段，将容量机制范围定位于回收煤电机组部分固定成本，可以有效提高政策初期执行成功率，进一步激励煤电机组积极参与各细分市场，通过市场竞争形成电能量电价、辅助服务电价、容量电价协同发力的煤电价格体系，共同发挥价格信号对煤电机组投资、运行的引导作用，助力煤电行业可持续发展。

二、防范风险

2.1 产能“加速”过剩风险

容量电价机制或将进一步提高东西部煤电大省投资热情。根据2022年各省煤电审批建设情况，新建项目目的包括支撑新能源大规模外送、满足电力负荷增长、保障电力安全供应等。但总体来看，东西部省份新增煤电存在叠加效应，东西“协同发力”极可能造成供给能力超过需求增长速度而引发的产能过剩。其中，西部地区出于发展地区资源优势以及“西电东送”配套项目为目的，东部地区主要满足本地电力供给能力。根据国家能源局《新型电力系统发展蓝皮书》，2030年前煤电装机和发电量仍将适度增长，并重点围绕送端大型新能源基地、主要负荷中心、电网重要节点等区域统筹优化布局。在面对煤炭资源价格波动以及极端气候影响清洁能源出力等情况下，煤电容量电价政策无疑为投资者喂下“定心丸”，送端、受端省份都将不可避免进一步提高本地电力供给“充裕度”，这将可能加速煤电产能过剩风险。因此，建立科学合理的预警机制，在“十四五”时期依然十分必要。

2.2 降碳压力上升风险

传统资源大省或将成电力降碳最大变数。传统资源大省在支撑经济发展中发挥关键作用，但长期过度依赖煤炭、煤电等拉动经济的惯性思维，在煤电容量电价政策提高机组经济性的趋势下，传统煤电大省投资煤电动力更足，将一定程度影响地方甚至全国的降碳进程。“十三五”时期全国新核准144.8GW煤电项目，其中富煤地区（内蒙古自治区、陕西省、山东省、山西省、贵州省）达76.4GW，占比52.8%，核准量最大的为内蒙古（25.9GW）、陕西省（18.7GW）；东部发达地区（重大经济发展区域京津冀、长三角和珠三角等）审批通过量占比仅为17.8%。与之相比，2022年全国煤电核准量占比较高的依然是传统资源大省，在煤电容量电价政策的刺激下，传统煤炭大省的投资热情将进一步被调动。这些省份如希望期实现碳达峰碳中和目标，必须在支撑经济发展的产业机构、能源结构等方面开展系统性的转型升级，否则将成为全国层面控制碳排放的最大短板。

2.3 用户电价波动风险

容量电价政策将需要通过工商业用户疏导千亿级规模补贴。《通知》已经明确各省补贴力度，如果采取各省均为每千瓦100元的简单考虑，按照全国火电装机量测算，整体容量电价的盘子在1100-3700亿元左右[1]。这将为火电机组固定成本疏导提供重要渠道，减轻火电企业负担，充分发挥“旱涝保收”的托底保障。根据中电联公布数据，2022年第二、三产业用电量71860亿千瓦时，预计工商业用户将承担0.015-0.051元/千瓦时煤电容量补贴电费。随着煤电容量成本回收比例的逐渐提高，预计仍会对工商业用户造成一定额外成本负担。

三、展望

在2030年碳达峰的目标约束下，未来几年是实现双碳目标的关键时期，在此阶段，煤电机组将呈现“总装机稳中有降、总电量快速下降”的态势。在此背景下，国家出台煤电容量电价政策成为保证电力系统安全与煤电行业可持续发展的必然选择。但煤电容量电价政策既有重大利好方面，也存在一定风险。

容量电价对电力企业有重大利好。《通知》是在充分考虑煤电机组未来战略定位转变的形势下做出的战略部署。一方面，可为煤电机组角色变换提供“旱涝保收”的兜底保障，极大降低机组亏损的风险。另一方面，有效化解煤电与新能源间“此消彼长”的发电矛盾问题，通过容量电价政策，煤电可加快向新角色定位转型，让出电量空间，进一步扩大新能源消纳能力。因此，煤电机组运行经济性将显著提升，有利于充分激发投资主体积极性，预计近两年各省纳入规划的煤电机组建设进程将加快，同时煤电“三改联动”进程也将进一步加快。

煤电机组依然面临产能“过剩”风险。近两年各省煤电机组审批量飙升，“电力保供”“拉动经济”都是本轮煤电审批潮的驱动力。在煤电机组固定成本得到较大保证的前提下，各省投建煤电机组的热情将进一步得到激发，预计短期内各省煤电审批量将保持甚至超过近两年增速。在此背景下，国家层面或将出台省级煤电总量控制、煤电装机预警等相关政策，从而发挥总量控制、宏观调控作用，避免煤电产能再次出现“过剩”风险。

注：
[1]资料来源：容量电价改革今年要落地，煤电的“救命稻草”来了？，华夏能源网，2023/9/19[2023/11/11]，https://business.sohu.com/a/721815625_116132