两部制电价：助力全国统一电力市场体系建设及新型电力系统可持续发展

前言

2023年11月8日，国家发展和改革委员会、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》[1]（以下简称“《通知》”），明确提出为适应煤电功能转型需要，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，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况，容量电价根据实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。《通知》将自2024年1月1日起实施。《通知》建立的煤电两部制电价，不仅使得煤电发电企业的盈利方式更多元化，同时也有利于保障以清洁能源为主体的新型电力系统安全、稳定、可持续发展。

一、两部制电价机制及容量电价简介

两部制价格是基础设施及能源领域公共产品及服务领域较为常见的价格计算方式之一，具有广泛的适用基础。很多国家的电力项目均采用两部制方式计算上网电价。容量电费以容量电价为计算基准，根据发电机组的在一定时段内随时可用的装机容量计算得出的电费收入。不同于现行的单一制电量电价（即根据发电机组在一定时段内实际生产的电量计算得出电量电费收入），容量电费不需要发电机组实际产生电量，而是反映发电机组提供随时可用的容量价值。当电力系统负荷增大需要供应更多电力时，电网企业可随时根据需要调度使用获得容量电费的可用容量，以保障电力系统供需两端的平衡，确保不会出现拉闸限电的情况。

根据《通知》规定，煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，不适用于燃煤自备电厂、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，具体由国家能源局另行明确。除了煤电之外，根据国家发改委于2021年4月30日发布和实施的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》[2]，具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能的抽水蓄能电站同样采用两部制电价机制，容量电价体现了抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。

煤电机组和抽水蓄能电站发电均具有灵活高效的特点，可以随时接受电网公司的调度，以满足电力系统平稳运行需求。同时，无论是煤电机组待机备用，还是抽水蓄能电站备发电，都会产生设备折旧费、维护费、人力成本等等，因此需要容量电价机制保障相关备用发电机组随时可用的成本回收。根据《通知》的规定，煤电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，具体固定成本回收比例将综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素。

二、容量电价对新型电力系统绿色低碳转型的价值

当前，我国正在经历以煤电为装机和发电主力，向以风电和光伏为代表的清洁能源占据装机及发电重要地位的转型。为应对清洁能源发电间歇性和波动性的问题，需要煤电逐步转变为调节性和保障性电源。在单一电量电价的机制下，煤电企业只有发电才能获得电费收入，而清洁能源电力在电力系统中优先交易和调度，煤电机组可能在越来越多的时段“备而不用”，在这种情况下，通过单一的电量电费收入可能难以完全回收成本，煤电企业可能因亏损导致机组关停。而当电力系统中的用电需求增大，清洁能源出力不稳定而煤电机组关停时，就可能发生拉闸限电的情况。

2021年10月，为应对一段时期以来的电力供应紧张问题，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》[3]，要求燃煤发电电量原则上全部进入市场进行交易，煤电电价的形成机制是通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%。本次《关于建立煤电容量电价机制的通知》进一步明确提出建立容量电价机制，形成煤电两部制电价，对于确保电力系统安全稳定运行，保障煤电企业多元化市场回报机制具有重要意义。

根据《通知》的规定，适用煤电容量电价的发电机组将按月申报当月的最大出力容量，并根据申报容量和当地容量电价确认煤电机组可获得的容量电费，电网企业按月结算。关于容量电费的承担问题，《通知》明确规定各地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，由电网企业按月发布、滚动清算，因此容量电价机制对居民和农业用户影响不大。

同时，就煤电两部制电价是否会对平价上网的光伏及风电项目的电价收入产生影响的问题，我们理解，后补贴时代，新建的平价上网清洁能源项目，可以按当地燃煤发电基准价执行上网电价，也可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。电力中长期交易规则和现货市场交易规则分别规定了对于清洁能源电力的优先保障措施，包括绿色电力由相应电力交易机构优先组织交易，由调度机构优先调度、保证交易结果优先执行。因此，依照现有政策，煤电的两部制电价施行，不会影响清洁能源电力的优先组织交易和优先调度，对于光伏及风电项目的上网电价应没有影响。

三、容量电价形成机制

关于容量电价的形成机制，《通知》规定煤电容量电价的计算方式将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；同时全国各个地方的固定成本回收比例有所不同，将根据各地的电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定。例如2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当提高为50%左右（如北京等大多数省级电网煤电容量电价为100元/千瓦·年，青海、河南、四川等省级电网煤电容量电价为160元/千瓦·年）。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例将提升至不低于50%。

如上文所述，目前适用煤电容量电价的发电企业，还局限于合规在运的公用煤电机组，适用范围还有所限定。同时，《通知》还设置了容量电费考核机制，当煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力时，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，将被取消获取容量电费的资格。

参考国外电力市场成熟的国家，例如英国，建立了专门的容量市场，与电力交易市场共同运行，并受到电网公司的统一调配。英国的容量市场通过市场竞争性拍卖的方式设定容量电费价格，价格较优惠的备用电源企业将获得容量电费。同时允许大部分发电项目，甚至是具有负荷调节能力的电力用户，作为容量提供商参与容量市场拍卖。如果中选的容量提供商未能提供约定的容量，将面临容量协议约定的罚款。同时，容量提供商如果无法提供约定的容量，可以选择对容量协议进行交易。目前，虽然我国电力市场改革还通过政府定价确定容量电价，未来是否会采用容量市场模式还有待观察，但煤电领域两部制电价的推出无疑是探索及建立我国容量市场、实现电力“可靠性价值”的重要步骤之一。

结语

2022年1月18日，国家发改委与国家能源局正式发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》[4]明确提出，鼓励因地制宜建立发电容量的成本回收机制，未来各个地区可根据实际情况建立市场化的发电容量成本回收机制，探索容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全。可以预见的是，2024年1月1日，《通知》正式实施后，煤电两部制电价机制将为保障性电源发电容量成本回收提供有力支持，有效促进发电绿色低碳转型，保障我国电力安全稳定供应，助力新型电力系统可持续发展，并进一步推动全国统一电力市场体系建设稳步进行。

[1] 发改价格〔2023〕1501号。

[2] 发改价格〔2021〕633号。

[3] 发改价格〔2021〕1439号。

[4] 发改体改〔2022〕118号。