中國儲能網訊：隨著新能源滲透率的快速提升，電力系統(tǒng)對煤電、儲能等調節(jié)性電源的依賴度顯著增加。國際經驗表明，成熟的電力市場普遍采用容量成本回收機制（如稀缺定價、容量市場或容量補償）穩(wěn)定電源投資預期，確保發(fā)電容量長期充裕性。我國自2024年1月起建立了煤電容量電價機制，實現了對煤電這一主力電源品種電能量價值和容量價值的區(qū)分，邁出電力市場化改革的重要一步。然而，各地在實際執(zhí)行中存在一定的特點和差異，反映出容量電價“壓低”電量電價、補償標準設定偏低、外送電量容量分攤協(xié)調困難等問題。未來，隨著新型電力系統(tǒng)建設和全國統(tǒng)一電力市場推進，容量價格機制需向多類型電源擴展，并兼顧區(qū)域差異化需求，以支持電源固定成本回收。
煤電容量電價政策執(zhí)行情況
2024年是我國執(zhí)行煤電容量電價的第一年，為確保政策平穩(wěn)落地，政府要求2024年市場化交易電價整體價格水平（電量電價+容量電價）不超過2023年。整體來看，發(fā)電側容量電價約在1～3分/千瓦時，購售雙方在預期的價格水平下扣除預計的發(fā)電側容量電價后開展交易，同步帶動了核電、新能源等其他電源交易電價隨之下行。在具體操作層面，各省區(qū)在國家政策框架下，制定各地實施細則。根據調研了解情況，各地容量電價政策執(zhí)行存在一定的特點和差異，體現如下。
發(fā)電側實施情況。出力申報：大部分地區(qū)煤電機組按實際可達到的最大出力申報可用容量，申報分月開展，并可按日靈活調整。但部分?。ㄊ?、區(qū)）（如上海、安徽、江蘇）在保供等特殊時期對機組設置最低申報出力約束或不予調整。檢修與備用期：機組計劃檢修與停機備用均可按額定容量獲取容量電費。但部分省區(qū)（如東北地區(qū)、河南）對超出計劃檢修工期的，仍可享受部分容量電費。供熱：除河南明確給予熱電機組在采暖期間承擔民生供暖導致最大出力受限容量以容量補償外，其余地區(qū)供熱機組出力受限容量均不給予容量電價。煤質、供熱、設備缺陷或非停、臨時檢修等是影響容量電費足額獲取的主要原因。此外，各地對容量電價采用一定的調控手段，保證終端電價不上漲，如遼寧、黑龍江、江西、河南等采取事前估算或事后調整的方式，動態(tài)調整容量電費。云南的容量補償與申報最大出力無關，只要未發(fā)生考核，即可按電量足額獲取容量電費。
用戶側實施情況。煤電容量電費納入系統(tǒng)運行費用，由工商業(yè)用戶按當月用電量比例分攤。根據各省區(qū)公布的電網代理購電價格，大部分地區(qū)容量電價水平在1～3分/千瓦時之間，湖南、河南、重慶三個省市超過3分/千瓦時，四川、青海、云南由于火電電量占比低，容量電價低于1分/千瓦時。煤電跨省跨區(qū)外送電量對應的容量電費大多由送端省份承擔，但部分地區(qū)如山西、天津、遼寧、黑龍江等地煤電外送電量采取“電量+容量一口價”模式，機組獲取容量電費剔除了外送電量部分，即省內用戶承擔扣除外送電量后的容量電費。
存在問題及挑戰(zhàn)
容量電價“壓低”電量電價。為保證2024年整體價格水平（電量電價+容量電價）不超過去年水平，在2024年中長期交易中，往往按照預期的價格水平扣除預計的發(fā)電側容量電價后開展交易。部分地方政府公布容量電價測算偏高，即政府認定發(fā)電側容量電價水平≥發(fā)電側自測容量電價水平。“高設”容量電價變相擠占了交易電價空間，導致整體電價水平下降。
容量電價補償標準設定偏低。以國內某火電企業(yè)現階段財務測算為例，按30%比例測算，該標準僅能覆蓋該公司煤電機組固定成本的21%（含財務費用）/24%（不含財務費用），按100%比例測算，上述覆蓋比例為70%/80%。設定標準偏低，煤電機組固定成本回收仍面臨較大挑戰(zhàn)，同時也難以有效激勵火電頂峰調峰、參與系統(tǒng)調節(jié)的動力。
容量電價未能體現個體及區(qū)域差異。當前容量電價補償采取統(tǒng)一標準，僅考慮容量，未考慮機組個體差異，如機組類型、服役年限等影響，難以體現公平性。此外，各省的電源結構以及火電與新能源比例關系差異較大，統(tǒng)一成本、固定比例的補償方式難以體現固定成本回收的公平合理性及多省電源結構的差異。
外送電量容量分攤協(xié)調困難。送、受省區(qū)對容量電價存在不同理解，協(xié)商難度大，跨省跨區(qū)容量電費難以合理分攤。如貴州網對網“黔電送粵”火電容量電價未向受端疏導，云南火電跨省區(qū)送電容量電價目前暫由省內平衡資金池墊付。
尚未建立涵蓋更多類型電源的容量價格機制。目前在全國層面明確了執(zhí)行煤電、抽水蓄能容量電價政策，部分省份執(zhí)行了氣電容量電價，還存在容量電價覆蓋電源類型少、核算方式不完善等問題。不同類型的發(fā)電機組在電網中的調節(jié)作用和成本差異難以得到有效體現，限制了資源優(yōu)化配置和能源綠色低碳轉型的潛力發(fā)揮。
煤電容量電價政策持續(xù)深化的相關建議
煤電容量價格補償標準和比例可分省施策
煤電容量價格的設置應充分考慮不同省區(qū)電源結構、能源轉型和市場建設進度、機組固定成本回收等因素，在各省區(qū)劃定科學的補償比例。特別對于新能源發(fā)展較快以及現貨市場推動較快的地區(qū)，應加快擴大容量電價補償比例，保障煤電機組容量成本的回收，增強煤電在電力系統(tǒng)中的調節(jié)能力和穩(wěn)定性。同時促進新能源的高效消納，實現電價結構的有序調整，推動電力市場的平穩(wěn)運行和可持續(xù)發(fā)展，為構建清潔低碳、安全高效的能源體系提供有力支持。
推動跨省區(qū)容量電費的合理分攤
首先，推動建立統(tǒng)一的跨省容量電費分攤框架，明確送受端省份在容量電費分攤中的責任與義務，確保規(guī)則的公平性和透明性。其次，根據送受端省份的電源結構、新能源消納能力以及電網互濟程度，制定差異化的分攤系數，精準反映在電力系統(tǒng)中的貢獻與受益程度。同時，加強跨省電力市場交易的協(xié)調機制，通過建立跨省容量市場或開展跨省雙邊協(xié)商交易，促進送受端省份之間的直接協(xié)商與合作，提高容量電費分攤的靈活性和適應性。最后，加強對跨省容量電費分攤規(guī)則的監(jiān)管與評估，定期對分攤效果進行分析，及時調整和完善規(guī)則，確保其有效性和可持續(xù)性，從而推動緩解送受端矛盾，促進全國統(tǒng)一電力市場的建設與發(fā)展。
充分挖掘需求側的調節(jié)潛力，提升系統(tǒng)充裕度
容量充裕性不足的核心癥結很大程度在于需求側彈性缺失。若能提升需求響應能力，合理放開市場價格限制，市場供需將自發(fā)調整，容量短缺問題將大幅緩解。針對當前我國電力市場化改革進程中的實際情況，一方面通過政策扶持完善需求響應體系，包括優(yōu)化直接負荷控制、緊急響應及可調節(jié)負荷（填谷/削峰）等項目的補貼激勵機制；另一方面積極引導負荷聚合商、售電公司等市場主體整合需求側資源，同時支持儲能設施、充電樁運營商等新型負荷主體參與市場響應。
推進覆蓋全品類電源的容量成本回收機制建設
安全充裕是新型電力系統(tǒng)的重要特征和基本要求，各類電源都可為市場提供容量。目前，我國已經對煤電、抽水蓄能、燃氣發(fā)電等實施容量電價，未來納入容量成本回收機制的電源類型會更加豐富多樣?？梢罁袌鼋ㄔO進程，有步驟、分批次逐步擴大實施范圍。具體步驟可由政府部門制定統(tǒng)一的容量補償標準（系統(tǒng)容量電價），再根據機組類型和調節(jié)特性核算可補償容量及費用，最終通過系統(tǒng)運營費實現用戶側成本分攤，以推進覆蓋全品類電源的容量成本回收機制建設，引導煤電、水電、新能源等市場參與者各展所長、各盡所能、全面優(yōu)化資源配置，為新型電力系統(tǒng)建設保駕護航。
