根据2023年国家发展改革委、国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》(以下简称《通知》)，从2024年1月1日起，现行煤电单一制电价调整为两部制电价，容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整。
建立两部制电价政策意义重大
首先要理解有效发电资源和有效发电容量的概念。
有效发电资源是指在高比例新能源发电系统中，因天气、气候等原因造成新能源发电出力不足情况下，能够及时可靠提供发电能力的发电资源，主要是煤电、气电等常规电源。在电力市场化和绿色转型过程中，如何确保有效发电资源的充裕性是各经济体普遍面临的重大挑战。在储能尚不能规模化、经济性、多场景应用前，间歇性、波动性和“靠天吃饭”将会一直伴随着新能源发电。即使当前局部地区、个别场景已经实现了100%风光新能源电力供应，但这也都是人们在放弃了部分效率、经济效益和可靠性情况下与现有技术达成的“妥协”。
发电资源的有效性主要体现为装机容量转化为发电能力的程度。通常人们认为，装机容量代表了发电能力。例如，2022年我国总装机容量是25.6亿千瓦，比2016年增长9.1亿千瓦，能说2022年我国发电能力比2016年增长了9.1亿千瓦吗?当然不能。因为这9.1亿千瓦的增量装机中风光新能源装机占到了58%。由常识可知，需要考虑风、光发电的时空特性。在一个地理空间跨度较大的地理范围内(如几百千米、上千千米)，同时刮风或同时阳光普照的概率是较低的，更何况风速有大小，光照有强弱，因此，各个新能源发电场站同时发电的概率很低，能提供的出力也是差异较大的。装机容量能否转化为发电能力，主要由发电资源的时间和空间特性决定的。
有效发电容量是一个价值概念。发电容量的有效价值主要取决于发电与负荷时间特性的匹配程度，即发电能力是否可以很好跟随、满足用电负荷的变化。用电负荷特性与经济社会活动、生活习惯等紧密相关，与风光新能源发电出力特性或预测情况几乎没有什么联系，用电高峰与新能源发电出力大发时段也不一定存在高同时率。因此，至少从电源之间、供需之间的同时率角度考虑，风光新能源发电装机并不能完全转化为有效发电能力，新能源发电装机对负荷的有效保障、可靠供给能力是要打折扣的。这也是高比例新能源电力系统必须强调“源荷协同”的主要原因。相比而言，常规发电(特别是火电)可以实现“源随荷动”，能够提供有效的发电能力，可以完全确保时间维度上的电源之间、供需之间的高同时率，可以满足长期负荷增长或短期需求变化。当前采用较多的分时电价在一定程度上也是根据发电与负荷特性匹配程度确定的。
煤电容量电价机制弥补市场机制不足。随着电力系统绿色化、低碳化程度不断提高，新能源和常规电源发电容量有效价值的差异日益凸显，电力系统运行呈现出日益显著的“量力分化”，进而使得电力市场呈现出价值多元化趋势——电能量价值、调节价值、有效容量价值和环境价值。其中三类价值都有相应的市场机制(如中长期和现货市场、辅助服务市场、绿电交易市场和碳交易市场等)实现价值变现，唯有有效容量价值还没有大规模变现途径(国内仅有山东等个别地方出台容量补偿机制)。
经过多年的电力市场化改革，特别是现货市场长周期结算试运行，各类市场主体普遍是基于变动成本参与电能量市场报价的。煤电机组的燃煤成本通常占到总成本七成左右，在燃煤价格高企和新能源发电大规模入市情况下，煤电企业盈利能力显著下降。五大发电集团自2017年开始出现大规模亏损，时至2023年，仍有部分大型发电集团处于整体亏损状态，也影响了企业再投资能力和有效发电容量投资。造成这一现象的一个重要原因，是我国现阶段的电力市场体系并未及时、真实体现发电容量价值，没有提供与之紧密相关的固定成本的回收渠道。长此以往，有效发电容量的短缺势必影响高比例新能源电力系统的长期安全水平和短期应急能力。
在此背景下，煤电容量电价机制是实现煤电项目成本(通常是固定成本)补偿的一种方式。《通知》通过调整煤电机组收入结构(市场化电能量收入+固定发电容量收入)，采取逐步提高的方式部分补偿固定成本，有助于稳定煤电行业预期，改善煤电企业发电业务现金流和盈利能力。
享受煤电容量电价要满足三个条件
根据《通知》，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。享受煤电容量电价的煤电机组至少要满足三个条件：一是合规，二是在运，三是公用。
(1)合规
包含两层含义。一是手续合规，煤电项目符合国家规划要求，项目立项等相关手续齐全完备，确保享受容量电价的煤电机组是合规必要机组。二是技术合规，燃煤机组需要满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等方面的技术要求，确保享受容量电价的煤电机组是先进产能。这要求煤电企业在未来投资煤电机组时要注意手续合规，同时，也要确保达到能耗、环保和灵活调节能力等方面的技术要求。对于存量未达标的煤电机组，应该及时改造升级。
(2)在运
包含两层含义。一是机组健康，享受容量电价的煤电机组应该处于发电功能正常状态。考虑到正常检修是保证机组健康、功能正常的必不可少的工作，对于提高整个系统有效容量水平至关重要，因此煤电机组在正常检修期间应该享受检修期间容量电价(期间计算容量电费的有功出力可按照机组上个月申报最大出力的50%考虑)。二是与固定资产折旧情况无关，存量煤电机组无论其资产折旧年限，哪怕是到报废年限，只要是经过合规手续延寿仍处于运行状态，就应该享受煤电容量电价机制。这要求煤电企业重视煤电机组计划检修和状态监测、状态检修，提高机组的健康水平，同时，还要重视参与电力现货市场的影响，特别是日内启停次数、爬坡、快速调节等辅助服务对煤电机组提供有效容量功能的影响，做好统计分析和综合优化。
(3)公用
包含三层含义。一是电网调控，享受容量电价的煤电机组与电网企业调控中心有数据信息交互，接受调控中心指令。二是公共服务，享受容量电价的燃煤机组所发电量应该经过公共电网实现电能输送、分配，公共电网应该包括各类电网企业运营的电网、增量配电网、地方电网等。三是非自备，享受容量电价的燃煤机组不能是自备电厂，即不能是工厂、矿山、耗能项目配套的自备燃煤电厂。对于那些已经接入电网调控中心，常态处于联网不上网、在应急情况下可为系统提供电力支撑的自备燃煤机组，应该视具体情况决定其是否享受容量电价和享受比例。
金融创新方面，绿色金融体系中的绿色信贷和债券都可以给予企业一定的利率优惠或贴息，能有效降低企业的融资成本;绿色保险可以分担技术研发、绿色转型过程中的项目投资风险和经营风险，提高项目吸引力，促进企业发展绿色化转型。
通过这些方式，绿色金融有助于推动能源企业向更可持续和环保的方向发展，同时提升企业的竞争力，降低环境和气候变化带来的潜在风险。
回归容量市场，减少差异化补偿
在碳达峰前，我国新能源发电还将保持较快发展，需要新能源与传统发电协同转型。确保满足系统长期安全、短期应急所必需的燃煤发电装机(即与新能源发电占比不断提高相匹配的燃煤发电最低装机水平)，就显得紧迫而重要了。《通知》提出，坚持市场化改革方向，加快推进电能量市场、容量市场、辅助服务市场等高效协同的电力市场体系建设，逐步构建起有效反映各类电源电量价值和容量价值的两部制电价机制。由此可见，我国电力市场建设和完善一定是要体现能量价值和容量价值的。但是在现阶段，我国电力市场体系尚不完善，着眼中远期发展，我国需要建立一个体现发电容量价值的过渡性机制。这也是此次煤电容量电价机制的政策属性——过渡性机制。未来，容量补偿机制应逐渐回归容量市场，实施全容量补偿，减少对特定类型电源的差异化补偿。
《通知》提出，根据各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素，在2024—2025年，部分煤电功能转型较快的地方采用50%，其余地方采用30%的固定成本回收比例。采用50%比例的省份可以分为三类。第一类是火电装机占比较低省份，包括四川、云南、青海，三地近年火电装机占比均低于15%。第二类是近年用电量增速较快且水电占比较高的省份，包括广西、湖南、重庆，2017—2022年三地用电量年均增速分别达到9%、7.2%和7.2%，水电装机占比分别达到29%、28%和29%。第三类是煤电发电利用小时数低的煤电装机大省，本地电网及其所在区域电网平衡能力有限的省份，如河南。另外，燃煤价格也是一个重要考虑因素。如湖南处于我国发电用煤运输链最末端，煤价高企，煤电机组发电成本居高，造成较大经营压力。
从远期看，容量补偿机制应该逐渐回归容量市场。容量电价补偿比例应该重点考虑电源结构、各地自身及所在区域的平衡能力及燃煤价格等因素。
对于终端用户用电成本的影响
根据《通知》，此次煤电容量电价机制的受益方是合规在运的公用煤电机组，补偿标准由政府主管部门制定，资金来源是工商业用户，征收渠道是各地随输配电价收取的系统运行费用，电网企业执行资金结算、达标情况统计等工作。这是此次煤电容量电价机制涉及的主要利益相关方。因此，工商业用户终端电价将受到煤电容量电价机制的影响。
根据国家发展改革委《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)，工商业用户全部进入电力市场。因此，工商业用户电价将由电能量市场交易价格、系统运行费(包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费和煤电容量电费)、输配电价、上网环节线损费用、政府性基金及附加构成。根据统计，工商业用户电价中，由电力市场决定的电能量市场交易价格占比在65%左右，输配电价占比在25%左右。根据2024年1月全国各省电网代购电价情况看，大多数地区工商业用户煤电容量电费分摊在1分/千瓦时—2分/千瓦时，煤电容量电费虽然是新增项，但是并不能对工商业用户的电价结构产生重大影响，由市场竞争决定的电能量电价和由政府核定的输配电价仍是决定性因素。
但是煤电容量电费的出现也增加了用户对终端电价的预测复杂性，对电价敏感企业的能源管理、成本管理提出了新要求。
助推新型电力系统绿色低碳转型
容量电价对于新型电力系统绿色低碳转型的价值主要体现在以下方面：
一是实施容量电价机制，有助于提高整个系统的安全可靠运行水平。确保短期应急与长期充裕的责任本应是所有类型电源都要承担的责任，但是在高比例新能源发电系统中，随着发电量更多被绿电替代，短期应急与长期充裕的责任被更多地转移给了发电量占比逐渐降低的常规电源。这是在电力绿色转型过程中的“责任转移”。容量电价机制有助于确保在发电量占比逐渐降低情况下，为提供有效发电容量的机组提供了固定成本回收的渠道。
二是实施容量电价机制，有助于系统保留必要的有效发电容量，确保更好适应高比例新能源电力系统所具有的间歇性、波动性，减少高比例新能源电力系统运行调控的复杂程度和难度，提高系统对新能源的消纳能力。
三是实施容量电价机制，有助于相关发电企业统筹市场化收入与固定收入之间的关系，采用更加合理的策略参与现货市场。这一点对于新能源发电大规模进入现货市场背景下，高边际成本的常规发电而言至关重要。这些电源可以通过市场价格预测，确定更具竞争力的量价策略，进一步提高现货市场出清价格合理性，减弱电力现货价格受新能源出力的影响程度，而更多由供需关系决定价格。
