我国煤电容量电价政策执行情况分析及进一步深化的建议

随着新能源渗透率的快速提升，电力系统对煤电、储能等调节性电源的依赖度显著增加。国际经验表明，成熟的电力市场普遍采用容量成本回收机制（如稀缺定价、容量市场或容量补偿）稳定电源投资预期，确保发电容量长期充裕性。我国自2024年1月起建立了煤电容量电价机制，实现了对煤电这一主力电源品种电能量价值和容量价值的区分，迈出电力市场化改革的重要一步。然而，各地在实际执行中存在一定的特点和差异，反映出容量电价“压低”电量电价、补偿标准设定偏低、外送电量容量分摊协调困难等问题。未来，随着新型电力系统建设和全国统一电力市场推进，容量价格机制需向多类型电源扩展，并兼顾区域差异化需求，以支持电源固定成本回收。

煤电容量电价政策执行情况

2024年是我国执行煤电容量电价的第一年，为确保政策平稳落地，政府要求2024年市场化交易电价整体价格水平（电量电价+容量电价）不超过2023年。整体来看，发电侧容量电价约在1～3分/千瓦时，购售双方在预期的价格水平下扣除预计的发电侧容量电价后开展交易，同步带动了核电、新能源等其他电源交易电价随之下行。在具体操作层面，各省区在国家政策框架下，制定各地实施细则。根据调研了解情况，各地容量电价政策执行存在一定的特点和差异，体现如下。

发电侧实施情况。出力申报：大部分地区煤电机组按实际可达到的最大出力申报可用容量，申报分月开展，并可按日灵活调整。但部分省（市、区）（如上海、安徽、江苏）在保供等特殊时期对机组设置最低申报出力约束或不予调整。检修与备用期：机组计划检修与停机备用均可按额定容量获取容量电费。但部分省区（如东北地区、河南）对超出计划检修工期的，仍可享受部分容量电费。供热：除河南明确给予热电机组在采暖期间承担民生供暖导致最大出力受限容量以容量补偿外，其余地区供热机组出力受限容量均不给予容量电价。煤质、供热、设备缺陷或非停、临时检修等是影响容量电费足额获取的主要原因。此外，各地对容量电价采用一定的调控手段，保证终端电价不上涨，如辽宁、黑龙江、江西、河南等采取事前估算或事后调整的方式，动态调整容量电费。云南的容量补偿与申报最大出力无关，只要未发生考核，即可按电量足额获取容量电费。

用户侧实施情况。煤电容量电费纳入系统运行费用，由工商业用户按当月用电量比例分摊。根据各省区公布的电网代理购电价格，大部分地区容量电价水平在1～3分/千瓦时之间，湖南、河南、重庆三个省市超过3分/千瓦时，四川、青海、云南由于火电电量占比低，容量电价低于1分/千瓦时。煤电跨省跨区外送电量对应的容量电费大多由送端省份承担，但部分地区如山西、天津、辽宁、黑龙江等地煤电外送电量采取“电量+容量一口价”模式，机组获取容量电费剔除了外送电量部分，即省内用户承担扣除外送电量后的容量电费。

存在问题及挑战

容量电价“压低”电量电价。为保证2024年整体价格水平（电量电价+容量电价）不超过去年水平，在2024年中长期交易中，往往按照预期的价格水平扣除预计的发电侧容量电价后开展交易。部分地方政府公布容量电价测算偏高，即政府认定发电侧容量电价水平≥发电侧自测容量电价水平。“高设”容量电价变相挤占了交易电价空间，导致整体电价水平下降。

容量电价补偿标准设定偏低。以国内某火电企业现阶段财务测算为例，按30%比例测算，该标准仅能覆盖该公司煤电机组固定成本的21%（含财务费用）/24%（不含财务费用），按100%比例测算，上述覆盖比例为70%/80%。设定标准偏低，煤电机组固定成本回收仍面临较大挑战，同时也难以有效激励火电顶峰调峰、参与系统调节的动力。

容量电价未能体现个体及区域差异。当前容量电价补偿采取统一标准，仅考虑容量，未考虑机组个体差异，如机组类型、服役年限等影响，难以体现公平性。此外，各省的电源结构以及火电与新能源比例关系差异较大，统一成本、固定比例的补偿方式难以体现固定成本回收的公平合理性及多省电源结构的差异。

外送电量容量分摊协调困难。送、受省区对容量电价存在不同理解，协商难度大，跨省跨区容量电费难以合理分摊。如贵州网对网“黔电送粤”火电容量电价未向受端疏导，云南火电跨省区送电容量电价目前暂由省内平衡资金池垫付。

尚未建立涵盖更多类型电源的容量价格机制。目前在全国层面明确了执行煤电、抽水蓄能容量电价政策，部分省份执行了气电容量电价，还存在容量电价覆盖电源类型少、核算方式不完善等问题。不同类型的发电机组在电网中的调节作用和成本差异难以得到有效体现，限制了资源优化配置和能源绿色低碳转型的潜力发挥。

煤电容量电价政策持续深化的相关建议

煤电容量价格补偿标准和比例可分省施策

煤电容量价格的设置应充分考虑不同省区电源结构、能源转型和市场建设进度、机组固定成本回收等因素，在各省区划定科学的补偿比例。特别对于新能源发展较快以及现货市场推动较快的地区，应加快扩大容量电价补偿比例，保障煤电机组容量成本的回收，增强煤电在电力系统中的调节能力和稳定性。同时促进新能源的高效消纳，实现电价结构的有序调整，推动电力市场的平稳运行和可持续发展，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支持。

推动跨省区容量电费的合理分摊

首先，推动建立统一的跨省容量电费分摊框架，明确送受端省份在容量电费分摊中的责任与义务，确保规则的公平性和透明性。其次，根据送受端省份的电源结构、新能源消纳能力以及电网互济程度，制定差异化的分摊系数，精准反映在电力系统中的贡献与受益程度。同时，加强跨省电力市场交易的协调机制，通过建立跨省容量市场或开展跨省双边协商交易，促进送受端省份之间的直接协商与合作，提高容量电费分摊的灵活性和适应性。最后，加强对跨省容量电费分摊规则的监管与评估，定期对分摊效果进行分析，及时调整和完善规则，确保其有效性和可持续性，从而推动缓解送受端矛盾，促进全国统一电力市场的建设与发展。

充分挖掘需求侧的调节潜力，提升系统充裕度

容量充裕性不足的核心症结很大程度在于需求侧弹性缺失。若能提升需求响应能力，合理放开市场价格限制，市场供需将自发调整，容量短缺问题将大幅缓解。针对当前我国电力市场化改革进程中的实际情况，一方面通过政策扶持完善需求响应体系，包括优化直接负荷控制、紧急响应及可调节负荷（填谷/削峰）等项目的补贴激励机制；另一方面积极引导负荷聚合商、售电公司等市场主体整合需求侧资源，同时支持储能设施、充电桩运营商等新型负荷主体参与市场响应。

推进覆盖全品类电源的容量成本回收机制建设

安全充裕是新型电力系统的重要特征和基本要求，各类电源都可为市场提供容量。目前，我国已经对煤电、抽水蓄能、燃气发电等实施容量电价，未来纳入容量成本回收机制的电源类型会更加丰富多样。可依据市场建设进程，有步骤、分批次逐步扩大实施范围。具体步骤可由政府部门制定统一的容量补偿标准（系统容量电价），再根据机组类型和调节特性核算可补偿容量及费用，最终通过系统运营费实现用户侧成本分摊，以推进覆盖全品类电源的容量成本回收机制建设，引导煤电、水电、新能源等市场参与者各展所长、各尽所能、全面优化资源配置，为新型电力系统建设保驾护航。