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■中国经济时报记者 郭锦辉

11月10日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（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，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价。其中，电量电价通过市场化方式形成，容量电价水平根据煤电转型进度等实际情况逐步调整。 接受中国经济时报记者采访的专家认为，这是适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势的要求，有助于更好保障电力系统安全运行，为承载更大规模的新能源发展奠定坚实基础。 《通知》明确，对合规在运的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，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；2024—2025年，多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些；2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。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。 国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员韩雪告诉中国经济时报记者，容量机制是保障电力系统电源充裕度、避免电力短缺的重要手段，是电力现货市场的有效补充。随着新能源发电的大幅增加和电力负荷峰谷差加大，需要通过容量机制为在用电高峰时段的有效容量的成本回收提供保障。进入“十四五”，我国已在多个政策文件中提出，要建设容量机制。 “综合考虑我国电力市场建设情况和各类电源运营情况，容量电价是一个务实的选择。”韩雪说。在她看来，容量电价反映了电源的长期投资边际成本变化，可通过容量市场发现，但这需要更加精准地确定电源有效容量特性和规模，也需要相应规则的设计，技术设计难度较大，市场主体了解且适应的时间更长。从容量电价起步，可以大幅降低前期技术准备的难度，使得政策快速落地，并为向容量市场过渡提供准备。 韩雪认为，此次政策可以有效引导煤电加快转变角色定位。《通知》明确容量电价仅针对“合规在运的公用煤电机组”，且根据各地煤电转型速度分别确定，而不是“大水漫灌”。通过引导煤电降低利用小时数，调整各地电力供应结构，激励煤电机组向调节性、支撑性电源转型，在降低利用小时数的同时保障电厂资产成本的合理回收，在引导电量结构低碳化的同时保障电力的充足供应。同时，还有助于工厂和工业园区的自备煤电厂向公用机组转型，由为工厂提供高碳电量向为电力系统提供调节能力转型。 国家发展改革委的数据显示，2022年我国新能源新增装机达1.2亿千瓦、新增发电量约2000亿千瓦时，均占全国新增总量的三分之二左右。根据市场机构测算，未来几年国内新能源装机规模还将快速增长。 中央财经大学副教授邢雷在接受中国经济时报记者采访时认为，可以让煤电更好发挥基础性支撑调节作用，让煤电企业为新能源发电让出空间，有利于我国能源转型，逐步降低火电发电比例，为实现碳达峰碳中和作出努力。 “在现行单一制电价体系下，煤电企业必须发电才能实现盈利，但如果不发电则煤电企业必定亏损。近两年来，一些火电企业经营较为困难。建立煤电容量电价机制、通过容量电价回收部分或全部固定成本，可以稳定煤电行业预期。同时，实行容量电价机制，煤电企业由发电主力转变为在新型电力系统中起调节作用，有利于我国减少对煤电的依赖，加快实现电力行业向绿色转型。”邢雷说。 与此同时，韩雪提醒，需要看到目前容量机制仍处于建设过程当中。一方面，面向所有可提供有效容量的容量电价体系仍未建立，尽管抽水蓄能和部分燃气发电机组已有容量电价，但其他类型的储能、一些燃气机组等可以提供顶峰容量的机组并未纳入到容量电价的管理体系中，跨省跨区输电通道缺乏两部制电价也一定程度上限制了其灵活调节作用。另一方面，容量电价仍是过渡性机制，未来需进一步加强市场与规划的衔接，加强有效容量规模和电网充裕度的研究，尽快建立容量市场，增强容量电价的有效性。

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