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《經濟參考報》記者11月10日從國家發展改革委獲悉，近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》，決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制，對煤電實行兩部制電價政策。其中，電量電價通過市場化方式形成，容量電價水平根據煤電轉型進度等實際情況逐步調整。該政策不涉及居民和農業用戶，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。
國家發展改革委有關負責同志表示，建立煤電容量電價機制，在穩定煤電行業預期、保障電力系統安全運行、促進新能源加快發展的同時，對于終端用戶用電成本的影響，無論是從短期還是從長期看，都是積極正面的。
據介紹，煤電經營成本包括折舊費、人工費、修理費、財務費等固定成本和燃煤等變動成本。目前，我國對煤電實行單一制電價，即煤電只有發電才能回收成本。電力市場成熟國家通常實行兩部制電價，即容量電價主要回收機組固定成本、電量電價主要回收變動成本。
“我國建立煤電容量電價機制、對煤電實行兩部制電價政策，既是近年來我國新能源快速發展的現實需要，也是下一步推動新能源進一步加快發展和能源綠色低碳轉型的必然要求。”上述有關負責同志稱。
一方面，近年來國內新能源快速發展，迫切需要煤電更好發揮基礎性支撐調節作用。2022年我國新能源新增裝機達1.2億千瓦、新增發電量約2000億千瓦時，均占全國新增總量的三分之二左右。根據市場機構測算，未來幾年國內新能源裝機規模還將快速增長。由于新能源發電具有間歇性和波動性，客觀上需要更多的調節性資源，為電力系統提供更加充裕的調節能力。煤電是我國最重要、成本較低的支撐調節電源，推動煤電加快向提供容量支撐保障和電量并重轉型，平常時段為新能源發電讓出空間、高峰時段繼續頂峰出力，對促進新能源進一步加快發展具有重要意義。
另一方面，現行單一電量電價機制不能充分體現煤電的支撐調節價值。在現行單一制電價體系下，煤電企業只有發電才能回收成本并獲得回報。隨著煤電轉變經營發展模式，煤電機組越來越多時間“備而不用”，通過單一電量電價難以完全回收成本，近年來出現行業預期不穩等現象，長此以往可能影響電力系統安全運行，并導致新能源利用率下降。因此，建立煤電容量電價機制、通過容量電價回收部分或全部固定成本，從而穩定煤電行業預期，是保障電力系統安全運行，為承載更大規模的新能源提供有力支撐，更好促進能源綠色低碳轉型的必然要求。
《通知》明確，對合規在運的公用煤電機組實行煤電容量電價政策，容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。其中，用于計算容量電價的煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元；2024~2025年，多數地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些；2026年起，各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。煤電容量電費納入系統運行費用，每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤。
上述有關負責同志解釋說，建立煤電容量電價機制，短期看，對終端用戶用電成本的影響總體較小。由于建立煤電容量電價機制主要是電價結構的調整，煤電總體價格水平是基本穩定的，特別是電量電價小幅下降，將帶動水電、核電、新能源等其他電源參與市場交易部分電量電價隨之下行，工商業用戶終端用電成本總體有望穩中略降。同時，該政策不涉及居民和農業用戶，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。
“長期看，建立煤電容量電價機制，首次實現對煤電這一主力電源品種電能量價值和容量價值的區分，可有力推動構建多層次電力市場體系，引導煤電、新能源等市場參與者各展所長、各盡所能、充分競爭，全面優化電力資源配置，提升整個電力系統的經濟性，從而對降低終端用戶的用電成本也是有好處的。”上述有關負責同志稱。
