合理的計價方式，要在遵循成本投入規律的前提下，將不同類型的價值信號傳遞到購買方，最終實現成本“回收”和利潤“激勵”。最為常見的計價方式是按量計費，由于具有便于理解、定價靈活等優勢而被廣泛應用。對于生產而言亦是如此，在還本付息及經營期定價的一貫邏輯下，單一電量電價便是償付本息、實現經營目標最直觀的方式，在發電側得到長期采用。

然而，計價方式的設計僅將成本投入規律作為思考前提還不夠。一個典型的例子是，我們通常對固定成本遠大于變動成本的核電制定單一電量電價，反而是因為核能發電的利用小時大且穩定，電量電價已經能夠滿足其成本“回收”和利潤“激勵”的需要。當功能性達到要求時，便利性就占據了計價方式設計的主導地位。

那么，對于煤電呢？

現行煤電價格脫胎于標桿電價——一種采用經營期方法對地方先進機組實施政府定價的單一電量電價。標桿電價涵蓋了燃煤發電的全部成本。但相較于核電燃料成本占比小、短期變化較小，煤電成本受煤炭價格短期波動影響卻十分明顯。為應對這一問題，我國與標桿電價同步推出“煤-電價格聯動”機制，將煤電標桿價與煤炭價格建立起聯系。直至2020年初全面實施煤電上網電價市場化改革，“基準價+上下浮動”機制替代了標桿電價，特別是2021年發改價格〔2021〕1439號文件的印發，為通過市場方式將煤價變化傳導到電價提供了制度基礎。

時至今日，在能源轉型、市場改革大趨勢下，燃煤發電價格再次走到改革路口。

一是能源轉型深入推進對完善煤電計價方式明確了要求。一方面，風電、光伏發電具有間歇性和波動性特征，可再生能源滲透率提高后，需要更強的電力系統可控調節能力，系統靈活性需求迅速增加。例如歐盟就預測，如果歐洲在2050年實現零碳，其電力靈活性資源需求將是2020年的4倍。另一方面，我國其他電源中，氣電受資源稟賦約束，難以成為主要的調節性資源來源；水電及抽水蓄能成本日益攀升，發展規模與調節能力整體有限；新型儲能中短期內在技術、成本和規模等方面難以承擔主力調節的角色，并且在提供轉動慣量方面也存在短板。在靈活性資源需求增加、供給不足的“供不應求”矛盾下，我國一段時期內仍依賴煤電提供調節能力，要求存量煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。煤電功能轉變也生動的體現到了統計數據上。2022年，我國風電、光伏發電成為電力新增裝機的主體，裝機占比29.6%、發電量占比13.4%。相較而言，火電利用小時從2011年5294小時降至2022年4379小時，發電量占比從82.8%降至69.8%。隨著新能源持續快速發展，火電利用小時還將進一步下降。在煤電“功能轉型”和“電量減少”兩相作用下，亟需調整煤電單一電量計價方式，通過容量電價穩定回收一部分成本，確保有足夠的機組在低利用小時下能“存活”下來，及時提供調節服務。

二是電力市場加快改革為完善煤電計價方式創造了條件。首先是電力現貨市場發展為煤電創造了提升競價空間的可能性。2016年以來，省級現貨市場試點加快推進，省間現貨在迎峰期間逐漸發揮重要作用，近期《電力現貨市場基本規則（試行）》印發，現貨市場“發現價格”的功能持續增強。但與此同時，新能源逐步進入市場，部分地區受新能源報價影響市場出清價走低，煤電要通過邊際報價回收固定成本難度加大。如果能夠在現貨市場為煤電“解綁”，例如拆解一部分固定成本通過容量電價回收，煤電的競價空間將明顯增大。市場處于低價時，由于度電固定成本負擔減小，煤電電能量損失相對收窄；市場處于高價時，又可通過靈活的現貨報價獲得較高回報。其次是電力輔助服務機制逐步完善，為煤電機組充分發揮靈活調節能力暢通了渠道。2021年底，新版“兩個細則”印發，輔助服務市場在除西藏外的所有地區建立運行，為鼓勵煤電利用不同機制、識別不同價值，進而獲得多渠道補償提供了經驗參考，在緩解煤電經營壓力上發揮著作用。再次，第三輪輸配電價改革進一步理順了輸配電價結構，系統運行費獨立列示，為煤電容量電價向用戶合理歸集與分攤提供了“通道”保障。

此次******的煤電容量電價，從實施范圍、價格水平、分攤方式和電費考核方面明確了機制，體現出以下幾大特點。

一是實施范圍兼顧普適性和針對性。明確容量電價適用于“合規在運的公用煤電機組”，燃煤自備電廠、不符合規劃的煤機、不滿足能耗環保及靈活調節能力要求的煤機，不執行容量電價。既保證了最大限度覆蓋煤電機組，也體現了定向支持的特點。

二是價格水平兼具統一性和差異性。明確容量電價實施每年每千瓦330元的全國統一標準，但考慮各地具體情況，按照差異化比例在地方執行。統一標準解決了對大規模、多類型煤機開展全面監審的“高制度成本”問題，差異化執行則更加貼近當地實際，提高了政策效率。

三是明確了跨省區外送煤機分攤機制。對于配套機組，原則上視為受電省機組執行容量電價，容量電費由受電省承擔；對于其他機組，視為送電省機組，容量電費由送受雙方協商分攤。明確容量電費在跨省區交易中的分攤方式，有利于省間與省內價格機制的有效銜接。

四是建立了容量電費考核機制。針對煤電機組無法按照調度指令（跨省跨區送電按合同約定）提供申報最大出力的，按月內發生次數（2次-4次及以上）分別扣減容量電費10%、50%和100%；對于自然年內累計發生三次全部扣減的將取消獲取容量電費資格。考核機制為確保煤電企業履行容量責任提供了底線保障。

煤電容量電價機制的建立意義重大。

一是將在一定程度上解決存量煤電生存問題。按照最大出力600MW煤電機組執行330元/千瓦的50%容量電價估算，年收益將達到近1億元，相當于為煤電機組變相增加約130個利用小時，簡單疊加到2022年煤電機組實際利用小時數上，基本接近甚至略微超過傳統認識上的設計利用小時4500小時，為煤電機組回收固定成本提供保障。

二是有利于提升煤電機組新增投資積極性。2021年，受煤價高企影響，全國煤電虧損面達到80%，虧損金額超3000億元；2022年在控煤價、建機制、強疏導等措施下，整體有所好轉，但仍處于虧損水平。發電企業煤電版塊持續虧損，嚴重影響了煤電投資積極性。容量電價為煤電投資提供了相對穩定的收益預期，在恢復投資信心方面將起到關鍵作用。

三是有助于建立體現電力容量價值的價格體系。同樣作為重要的調節性資源，抽水蓄能的兩部制電價在2021年得到確立。抽蓄和煤電的容量價格均由政府定價確定，具體定價方式分別適應了各自現實情況。此次煤電容量電價的推出，無疑為新型電力系統建設下探索體現電力容量價值的價格體系增加了新樣本，對引導完善未來價格制度提供實踐經驗。

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