煤电容量电价机制的出台，彻底奠定了煤电机组“压舱石”的江湖地位，也对我国电价机制进行了重大调整。在“经济、安全、绿色”的不可能三角中，天平暂时向安全倾斜，但固定补偿式的煤电容量电价机制与电力市场的协调效果仍有待验证，容量电价机制能否推广至独立新型储能等其它电源，也广受大家的关注。

一、煤电容量电价机制重点内容

11月8日，国家发改委、能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，建立煤电容量电价机制的目的在于形成经济激励，促进煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，充分发挥其“压舱石”作用，更好保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型。《通知》主要内容如下：

1.总体思路

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。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；容量电价水平根据转型进度等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。

2.政策内容

（1）实施范围。煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，不包括：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。

（2）容量电价水平的确定。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；综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，确定固定成本比例，2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方（当前包括河南、湖南、重庆、四川、青海、云南、广西）为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

（3）容量电费分摊。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。煤电机组容量电费分月申报，电网企业按月结算。对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，按功能定位明确了分摊比例和履约责任等内容。

（4）容量电费考核。煤电机组可获得的容量电费，根据机组申报的最大出力计算。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局结合电力并网运行管理细则等规定明确。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。

3.配套保障措施

（1）国家发改委强化煤炭价格调控监管，加强煤电中长期合同签约履约指导，促进形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，引导煤炭、煤电价格保持基本稳定。

（2）强化政策协同。完善市场交易规则，促进电量电价通过市场化方式有效形成，与煤电容量电价机制协同发挥作用；已建立调峰补偿机制的地方，相应调整有偿调峰服务补偿标准。电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制。

（3）密切跟踪监测。电网企业要对煤电容量电费单独归集、单独反映，按季向省级价格主管部门和相关主管部门报送当地煤电机组容量电费结算及扣减情况、工商业用户度电分摊水平测算及执行情况、电量电费结算情况等信息。

二、深度解读

当前行业内知名专家对煤电容量电价机制的建立提出了非常深入的解读，煤电容量电价机制的建立，是一项具有里程碑意义的电价改革举措，也是能源政策适应国情调整的重要注脚，主要意义如下：

1.提升电力系统的安全性和绿色发展基础。由于煤电在我国电源中的重要地位，建立容量电价机制具有很强的必要性。煤电容量电价机制的建立，是筑牢电力系统安全底线思维，在能源转型过程中保证“先立后破”的延续和落地。煤电地位的稳固，是中国电力系统安全的基石，促进煤电向保障性、调节性电源转变，既是容量电价机制建立的目标，也是新能源等可再生能源发展的物理基础。

2.完善了适应新型电力系统的电价机制。新能源装机比例的增长，带来了有电量、但缺少有效容量的困境，随着电网有效容量和供电充裕度的日益稀缺，促进容量能力的电源的合理生存与增长，需要建立容量电价机制。电能量电价机制和容量电价机制将成为电价机制的基石。此外，衡量电源动态调节能力的调频、爬坡等动态特性的辅助服务，评价电源碳排放外部性的绿色电力（或绿证）市场也需要与之协同。电能量、容量、辅助服务、绿色价值将成为为电力商品定价的完整维度，通过平衡彼此之间的权重来促进经济、安全、绿色目标的共同实现。而明显的，容量电价机制的建立，表明了安全属性在当前的突出地位，相对而言绿色市场的建设则相对滞后了。

尽管容量机制的建立具有重大意义，但在电力市场改革艰难推进的当口，对公用煤电机组以一种普遍的固定补偿方式，其执行效率以及对电力市场的影响也引起了一些忧虑：

1.固定容量补偿的合理性。此次出台的煤电容量电价，可以看作一种标杆燃煤容量电价机制，由于燃煤发电机组投资成本大致接近，采用全国统一基准有其合理性。但仅立足于财务成本的固定补偿，而不是建立能反映容量稀缺价值的竞价机制，使其缺少了市场灵活性，能否实现容量资源的优化配置存疑。容量成本分摊到工商业电量中，通过看得见的手（政府、电网公司）居中归集、分配，虽然具有较好的实施性，但可能带来容量电价的过度膨胀，增加终端用电成本。

2.是否干扰电力市场改革的推进？容量电价的另一难点，是如何与电能量市场、辅助服务市场协同。

与电能量市场协同方面：既然煤电的部分固定成本得到补偿，在电能量价格中该部分成本需要扣除，否则将带来电源主体之间的不公平和终端电价显著上涨。《通知》也明确提出，电能量市场形成竞争充分、合理反映燃料成本的电量电价，但该目标不一定能有效实现。因为现货市场反映的是供需平衡问题，在容量稀缺时段（缺电），现货市场价格必然上涨，已经体现了容量价值，从而在短期市场和长期容量机制上对容量价值进行了重复激励。可以想见，为了使电能量平均价格向燃料成本趋同，加强煤电中长期合同的作用并进行价格监管，将是政府采用的主要管控手段。但中长期市场和限价手段的加强，必然干扰现货市场的推进。可能正是鉴于该问题，《通知》才提出现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制并自行执行，这样才能确保现货市场改革的进一步深入。

与辅助服务市场协同方面：抽水蓄能机组的容量电价包含一种“完全租赁”的概念，即抽水蓄能机组将全部调频、调峰、备用、黑启动等综合能力租赁给电网，随时接受电网调度运行，所以抽水蓄能机组一般不参与辅助服务的分享（即使参与，也会根据633号文返还绝大部分超额收益）。如《通知》所言，煤电容量电价是煤电向保障性、调节性机组转型的合理补偿，而不是简单的对财务亏损的补贴，是否意味着在调节型辅助服务市场中，煤电应无偿提供服务？如果这种观点成立，则电力辅助服务的绝大部分将包含到容量电价机制中间。

三、对各类主体的影响

《通知》的发布表明，在能源发展“经济、安全、绿色”的不可能三角中，天平暂时向“安全”方面进行了显著倾斜。煤电固然打了个漂亮的翻身仗，而新能源、新型储能尽管享受了装机的狂飙，却对日益增长的不确定性变得惶恐不安。煤电容量电价机制的建立，笔者认为对新能源和储能将产生以下影响：

1.对新能源的影响

《通知》提出，建立煤电容量电价机制的目的之一，是“促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型”。从技术角度看，煤电地位的巩固、功能的转型和煤电装机的增长，增强了电网接入新能源的能力，长期利好新能源的发展。但从财务收入的角度，煤电容量机制建立的同时，电量电价需要合理反映燃料成本，意味着新能源的电量电价只能对标到煤电扣除固定成本后的燃料成本，平均价格将降低，价格风险进一步增加。在绿电市场、碳市场建设较慢，新能源绿色价值没有得到合理体现的情况下，新能源的收益将继续承压。

技术上利好、价格上利空的悖论，反映了既通过发展煤电夯实新能源发展的安全基础，但又指望通过新能源降本带来电价下降的思路。发生在欧盟的电力市场改革思路也如出一辙，欧盟也致力于建立容量市场来增强电网的调节能力，同时通过长期的政府差价合约或PPA合约来促进可再生能源发展，以实现终端电价成本的下降。但有一点需要指出的是，欧盟的化石能源短缺带来电价显著高于新能源的成本，也高于“新能源+储能”的成本，新能源的发展确实能降低用电成本。而我国平均电价较低，希望通过新能源发展来带动电价进一步的下降，其效果仍有待时日。

2.对新型储能的影响

新型储能一直受扰于商业模式不健全的问题，通过这几年的探索，基本形成了“电能量收益+容量收益”的基本模式，但行业期望的像抽水蓄能的两部制电价机制并没有正式建立。此次容量电价机制虽然没有包括新型储能，但《通知》总体思路中明确提出：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，保障措施中也提出：电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制。以此看来，新型储能的容量电价机制不会缺席，也构成对新型储能的利好预期。

但新型储能的容量电价是否参考煤电，从不同角度看也存在分歧。山东现货市场的容量补偿从保障时长来计算，而储能运行时长短，按运行时长等比例折减后储能获得的容量补偿较小。笔者认为该规则低估了储能的容量支撑能力，因为在电源结构一定的情况下，电力系统容量稀缺时段总是少数时间。以当前为例，通过现货市场价格曲线，价格较高时段（可以认为此时有效容量较低）一般在4-6小时。

另一方面，储能的容量保障能力实际上优于煤电，抽水蓄能和新型储能可以处于完全备用状态，而煤电的备用成本则较高。因为煤电从停机到全容量发电，启动时间周期长、启动成本高；而在运煤电尽管具备快速备用能力，但由于有最小技术出力要求，也无法做到全容量快速备用，其最小技术出力下，燃料成本和碳排放成本都较高。当然以上分析的前提是新型储能技术满足电网安全稳定运行标准。

基于以上原因，兼顾“双碳”的长远目标，在保证新型储能技术本质安全和容量不衰减的前提下，个人建议应该根据新型电力系统建设不同阶段特点，合理评估容量稀缺时长，对新型储能时长提出一定要求，使其具备与煤电接近的容量支撑能力，满足该要求的新型储能电站获得相应容量电价支持。 

原标题：储能的输赢？论容量电价机制利好了谁