中国储能网讯：2023年11月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《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》），决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。《通知》对煤电容量电价机制的实施范围、电价水平的确定、容量电费分摊和考核方面做出了一系列规定。煤电容量电价机制出台的目的一方面旨在适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重的转型趋势，推动煤电充分发挥支撑调节作用，以更好地促进新能源消纳和加快能源绿色低碳转型；另一方面是在一定程度上缓解自2021年以来煤电企业普遍出现亏损的局面，通过建立煤电容量电价机制让煤电企业回收部分固定成本，从而稳定煤电行业预期，发挥好煤电保障电力安全稳定供应的重要作用。

总体来看，煤电容量电价机制实施一年来，对我国完善电力市场建设、稳定煤电企业经营业绩、推动煤电功能转型、促进新型电力系统构建等目标产生了积极作用，但目前煤电容量电价机制仍存在一些问题，具有进一步深化完善的空间，并逐步过渡到竞争形成价格的容量市场模式。本文将重点探讨现存容量电价机制所面临的问题和潜在的深化完善措施，并对未来逐步向容量市场过渡提出相关建议和展望。

容量电价机制面临的问题

容量电价机制的实施虽然对政策出台时所设定的目标起到了一定的推动作用，但目前仍存在一些问题，未来有进一步深化完善的空间。

一是现有容量电价机制没有充分反映不同省份电力发展情况的差异。不同省份的电源结构、负荷结构存在很大差异，一些省份的新能源、水电等可再生能源比重较大，煤电主要发挥支撑调节作用，利用小时数较低；而另一些省份煤电仍是主力电源。与此同时，各省份的经济发展水平、产业结构和居民生活习惯等因素导致电力需求和负荷特性各不相同。一些省份的电力需求增长较快，负荷峰谷差较大，对煤电的容量支撑需求更为迫切；而另一些省份的电力需求相对稳定，负荷峰谷差较小。但容量电价机制在制定时仅划分了每年每千瓦100元和165元（含税）两个档位，未能充分考虑以上差异，使得煤电容量电价与各省份的实际需求不匹配，无法有效发挥容量电价的激励作用。例如，在全国光伏装机规模最大的山东省，为促进新能源消纳和保障电力系统安全稳定运行，煤电机组频繁深度调峰，甚至当月多次启停调峰已成为常态，而目前的容量电价补偿尚无法有效回收机组调峰所带来的变动成本，煤电机组主动支撑新能源消纳的意愿较弱。

二是现有容量电价机制忽视了煤电机组的个体差异。不同煤电机组存在各种个体差异，包括服役年限、利用小时数、运行效率、装机规模、与其他电源的协同配合能力等。这些因素都会影响机组在电力系统中的实际作用和价值。但目前的容量电价机制在补偿时往往采用“一刀切”的方式，忽略了机组的个体差异，有失公平性，也不利于充分发挥每个机组的优势和潜力。例如，有关研究表明，容量电价机制对老旧机组利润率的改善较为明显，而对新机组而言，容量收入的经济性激励作用不足，新机组有高效能优势，主要提供电量支撑和调节性辅助服务。此外，虽然《通知》将燃煤自备电厂、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排除在外，但目前对容量电价实施范围的具体标准仍未明确。

三是现有容量电价机制在一定程度上过于倾向煤电，没有充分考虑和鼓励包括非化石能源、储能、需求资源和电网互联的容量价值，而这些资源所能提供的低碳灵活性容量恰恰是未来新型电力系统中的关键组成部分。例如，在和我国类似建立起容量电价补偿机制的智利，早在2016年就将各种形式的储能和混合能源系统（如新能源+储能）列入了容量支付的范畴，随后在2022年又将独立储能纳入了进来，并根据储能充放电时长的不同给予不同的容量补偿。美国联邦能源监管委员会（FERC）在2022年颁布的第2222号命令还强调了消除分布式能源参与批发市场的障碍，允许分布式能源和聚合商参与电能量、容量和辅助服务市场。而由于我国这些低碳灵活性资源的容量价值尚未得到充分认可和合理补偿，不仅会影响这些资源的投资和建设，也有可能在未来造成新一轮煤电产能过剩的风险，进一步增加了电力系统整体的投资和运行成本。

容量电价机制的深化完善措施

第一，进一步细化煤电容量电价机制，充分考虑不同省份电力行业发展形势和机组个体的差异。结合不同省份电力转型情况、电力需求规模和负荷特性、电力市场成熟度、地方电价水平等因素分省或分类施策。对于可再生能源渗透率较高、保供压力较大、煤电企业生产经营较为困难的地区应执行更高水平的容量电价。在机组层面，对调节能力强、深度调峰和启停调峰次数多、利用小时数偏低、环保技术水平先进的机组应适当提高容量电价补偿水平。例如，对于安装储能、储热技术的燃煤电厂可享受更高的容量电价补偿，以更好地推动煤电机组提升灵活性和供热稳定性。

第二，提升煤电容量电价补偿水平设定的透明度，并引入动态调整机制。透明的煤电容量电价设定及方法学，能让发电企业、投资者等市场参与者清楚地了解电价的形成机制和影响因素，明确自身的收益预期，稳定市场信心。与此同时，提高市场透明度可以促进相关方有效监督和评估政策的合理性，及时发现和纠正不合理的电价行为。此外，明确煤电容量电价的调整周期和调整条件，如根据电力市场供需状况、新能源发展规模、煤电企业生产经营情况等因素，定期对煤电容量电价进行评估和调整。科学的电价调整机制有助于加快煤电转型升级步伐，避免煤电过度投资造成额外的资源浪费和经济损失。煤电容量电价的分摊可考虑从工商业分摊逐步过渡到由全社会来分摊，避免随着煤电容量电价回收固定成本比例的提升导致我国工商业和居民电价的交叉补贴越来越大。

第三，加快从煤电容量电价机制过渡到全市场容量电价机制，对非化石能源、储能、需求侧资源等可以提供容量价值的资源给予充分认定和补偿。随着新能源比例的快速提升，电力系统灵活性需求增加，单纯依赖煤电容量电价机制不仅难以满足多样化资源在保障电力可靠性方面的角色，而且不利于资源利用效率的提升和支持能源转型目标。在容量电价机制中，无论是煤电、储能、新能源还是需求侧资源，都应依据对系统可靠性和稳定性的贡献进行公平定价。例如，美国PJM容量市场基于有效负荷承载能力（Effective Load Carrying Capability，ELCC）的方法来评估资源对系统可靠性的贡献。ELCC的计算需要考虑系统负荷需求、资源可用性和出力特性、资源对负荷波动的调节能力、系统可靠性标准等多种因素，并通过模拟分析得到资源的有效负荷承载能力。ELCC方法可以用于动态评估不同可再生能源在不同季节、天气条件和负荷需求下的容量价值。2024年6月，欧盟发布的电力市场法案中也要求成员国在设立容量电价或容量市场的过程中允许非化石能源（包括储能和需求侧响应）的参与，并强调对于度电碳排放超过550克的化石能源电厂被例外允许获得的容量补偿期限不能超过一年。通过科学认定新能源、储能、需求侧响应及非化石能源的容量价值，能够充分调动多元化资源的积极性，优化系统配置，为实现电力系统高质量发展提供有力保障。

未来展望和建议

随着“十五五”时期全国统一电力市场体系建设的深入推进，我国将逐步由容量电价机制向多类型主体参与的容量市场机制过渡。建设电力容量市场需要遵循科学性、透明性、灵活性、公平性和经济性的基本原则，确保电力系统的可靠性和高效运行，同时推动能源绿色低碳转型。电力容量市场的核心目标是确保电力系统的可靠性，特别是在高需求和极端天气条件下，确保电力供应满足负荷需求。这需要容量市场机制能够提供足够的激励来吸引并留住必要的发电容量和灵活性资源。与此同时，容量市场应具有灵活性，能够根据容量需求预测模型动态调整市场机制，以适应电力系统的变化，避免系统内容量过剩的问题。这一点往往是容量市场设计的难点。2016～2018年，美国PJM容量市场曾出现容量过剩高达30%～43%的情况，使终端用户额外付出了数十亿美元的费用；但也由于老旧机组退役、负荷增加等原因，在2024年出现容量资源供应短缺的情况。2025～2026年度，美国PJM容量市场的容量拍卖价格为269.92美元/兆瓦·天，约是上一轮容量拍卖价格的十倍。此外，容量市场应坚持公平竞争原则，采用公开竞价的方式，促进市场化价格发现。对各类资源（传统发电、可再生能源、储能、需求侧响应等）一视同仁，根据其对系统可靠性的实际贡献进行补偿，对绩效表现不佳的资源进行处罚，对超额完成任务的资源进行奖励，这也是美国PJM、ISO-NE等容量市场采用性能定价（Pay-for-Performance）的基本原则。

未来，我国应充分发挥电力现货市场、辅助服务市场和容量市场的作用和功能，进一步体现电力商品的多维价值，包括电量价值、调节价值、平衡价值和容量价值。通过市场机制的优化设计和高效运行，推动三类市场有机协同，形成相互补充、相互促进的合力，为支持能源绿色低碳转型、提升系统经济性与安全性作出贡献，为实现“双碳”目标和构建新型电力系统提供重要保障。