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11月10日，国家发展改革委、能源局发布《关于建立煤电产能定价机制的通知》（以下简称《通知》），决定自1月1日起实施煤电产能定价机制，2024 年。
这距离国家发改委发布征求意见稿仅一个月时间。 明年1月起，现行煤电单一电价机制将正式调整为“两部分制”。 这是继2021年印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》后，中央在电价改革领域采取的又一重大举措。
“两部制”电价的出台给煤电行业带来了实实在在的好处，煤电的“压舱石”地位得到了利益机制的保障。 煤电投资成本回收不再完全依赖发电。 不发电时，作为系统调节器和支持电源也能赚取利润。
当然，权利和责任是平等的。 煤电在享受容量电力的同时，也面临着保障电力系统稳定和新能源发电的较重负担。 构建新型电力体系、加快低碳转型，煤电有着不可辜负的重要信任。
什么是“两部制”？
煤电行业的运营成本包括折旧、人工成本、维修成本、财务成本等固定成本，以及煤炭燃烧等可变成本。 在现行的单一电价体系中，煤电公司通过销售发电量进行交易和结算。 如果他们想要收回成本并获得更大的利润，就只能发电更多。
电力市场成熟的国家通常实行“两部制”电价，即容量电价主要回收单位固定成本，电价主要回收可变成本。 相比之下，我国现行的电价方式不能充分体现煤电在电力系统中的支撑和调节价值，不利于新能源发展下煤电的角色转变。
《通知》明确，将现行单一电价体系改为电价和容量电价“两部分制”。 电价“通过市场化方式形成”，容量电价水平通过回收煤电机组固定成本的一定比例确定。 “根据煤电改造进度等实际情况逐步调整。”
其中，计算容量电价的煤电机组固定成本执行国家统一标准，为每千瓦每年330元； 2024年至2025年，大部分地方通过容量电价回收固定成本的比例在30%左右，部分煤电功能转型较快的地方应该更高； 2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例提高到不低于50%。
每年每度电330元是什么概念？
以火电巨头华能国际为例。 拥有煤电装机容量近1.3亿千瓦，每年可从容量电价中获得近430亿元的稳定收入。 全国煤电总装机容量超过13亿千瓦，每年用于容量和电价的支出超过4300亿元。 13亿千瓦煤电年发电量约为4.9万亿千瓦时，4300亿元的容量电价相当于每千瓦时补贴8.8分钱。
那么，这么一大笔钱从哪里来呢？ 《通知》明确，“容量电费纳入系统运行成本，由工商用户按当月用电量比例分担”。 也就是说，增加的电费将由工商业用户承担，而不是居民和农业用户。 这些用户仍将遵守现行目录销售电价政策。
这是否意味着工商业电价将相应上涨？
国家发改委在回答记者提问时表示：“建立煤电容量价格机制主要是调整价格结构。煤电价格总体水平基本稳定，特别是电价小幅下降带动水电、核电、新能源等电源，部分参与市场交易的电力电价将随之回落，工商业用户用电成本总体平稳。略有减少。”
无论如何，容量电价将为煤电行业带来实实在在的好处。 近年来，煤电陷入大规模亏损局面。 主要原因是煤价上涨带来成本上涨，而电价无法随市场供需上涨。 实行容量电价，将使煤电企业“旱涝保收”，不受煤价上涨影响。
但将“两部制”电价的出台解读为对煤电的集中补偿未免过于肤浅。 背后还有更深刻的计划和考虑。
容量电价纠纷
在我国电力体制改革过程中，煤电容量电价的出台一直充满争议。 反对的理由是，容量电价会推高煤电装机容量，与“双碳”目标不符。
反对者认为，自2021年以来，煤电已连续两年出现严重亏损。 即使燃煤电厂建设亏损严重，但建设新燃煤电厂的热情并未减弱。 这意味着煤电利益相关者有信心或期望获得高于其实际价值的电价水平。 容量电价的出台将推升这一预期，从而推升煤电装机容量。
从这个角度来看，容量价格确实会在一定程度上鼓励新增煤电装机的积极性。 既然“旱涝保收”就能赚到补贴，为什么不建呢？
但自从“双碳”目标提出、新电力体系加速建设以来，最新的现实需求使得煤电容量电价的出台成为必然。 换句话说，煤电容量价格是对寒冷现实的有效应对。
首先，这是对2021年以来频繁出现的电力短缺的应对措施。
首先是由于煤炭短缺，煤电出力不足，导致2021年全国多地出现大面积缺电。第一轮拉闸限电于2021年5月开始，出现在云南等部分省份。广东引发工业企业限产； 第二轮拉闸限电从当年9月开始，影响了全国大量省市，规模更大、影响更严重。
尤其是东北多地，从2021年9月23日开始，用电高峰时段出现突然停电的情况。 这不仅制约了工业生产，也影响了居民生活和城市运行。 手机信号被切断，交通信号灯也停止了。 不幸，甚至引发安全事故。
随后的2022年和2023年，受极端气候、干旱少雨、供水不足的影响，西南水电省遭遇了多年来最严重的电力短缺。 2021年，四川8000万千瓦水电将削减一半。 四川、重庆缺电，云南、贵州缺电。 为了避免大规模拉闸限电，他们只能对辖区高耗能企业限电、停产。 受此影响，西南地区水电接入省份也出现了电力短缺的情况。
无论是煤电出力不足引发的全国性缺电，还是水电周期性波动引发的西南地区局部缺电，解决问题都离不开调动煤电出力积极性。 这是中国能源国情决定的。 决定了。
其次，新电力体制下，煤电将从主力电源向配套调节电源转变，需要容量电价的激励。 不然的话，那就是“断饭不得干活”，而这个“干活”是不可能的。
自“双碳”目标提出以来，风能、太阳能等新能源逐渐成为装机容量的中流砥柱。 据彭博新能源财经报道，到2050年，中国可再生能源应用比例将达到62%。然而，风电和光伏发电的天然不平衡和不稳定只能通过煤电来解决。
在未来的新电力体系中，煤电将逐步走向规范供电。 当新能源不能发电时，必须充分发电； 新能源乏力时，煤电必须提供适当的输出； 新能源蓬勃发展，煤电必须关停备用。
深化新能源调峰，煤电利用小时数将逐步减少，煤电行业将无粮。 届时，电力短缺将卷土重来，新能源转型将成为一句空话。 因此，必须为煤电转型提供利益机制保障。 对于业界担心的煤电装机增量问题，可以通过加强审批、淘汰落后来控制。
煤炭发电的“压舱石”必须稳定
煤电容量电价的出台，意味着中央对“煤电”的重新定位进一步明确。 《通知》释放了清晰明确的政策信号，稳定煤炭、电力行业预期，为企业吃“定心丸”，维护我国能源安全和能源产业平稳转型。
中国的能源安全和能源转型是长期课题。 近两年俄乌战争后欧洲出现的能源安全问题是值得吸取的教训。
长期以来，随着“3060”目标的加速推进与能源短缺危机的现实交织，如何实现化石能源有序替代一直是各界争论不休的话题。
一派主张快速转型，甚至一步到位，即全面、孤注一掷地向新能源、非化石能源迈进； 另一派则主张分步进行，首先保证能源安全供应，在此基础上化石能源将逐步退出历史舞台。
在全球范围内，最彻底的能源转型发生在欧洲。 然而，一直是能源转型尖子生的欧洲，为了从根本上发展新能源，并没有足够重视新能源的波动性、间歇性和随机性，也忽视了当地能源自给自足。
正是由于欧盟过于激进，以及俄乌战争导致的能源供需形势骤降，导致欧洲能源安全问题爆发，也给欧洲民生安全带来了前所未有的灾难性影响。
2021年11月以来，欧洲TTF天然气价格屡创新高，荷兰鹿特丹煤炭价格从年初的70美元/吨上涨至最高267美元/吨。 到2022年3月，俄乌战争爆发后，俄罗斯油气供应短暂被切断，欧洲天然气价格一度创下70美元/MMbtu的历史新高。
能源危机之下，欧洲电力和天然气市场价格上涨了五到十倍。 由于能源成本上涨，大量企业被迫减产甚至停产。 一些中等收入家庭和中小企业无力支付能源费用，引发了一系列社会问题。
能源安全问题也导致欧盟能源转型战略“逆转”。 许多国家已经重新启动废弃的煤电厂，德国甚至考虑重新启动核电。
对比欧洲的经验教训，中央“先建后毁”的转型思路和“能源饭碗一定要掌握在自己手里”的精神就显得非常务实和必要。
回到如何明确煤电定位的问题，我国目前的能源结构仍然是“30-70”，即70%化石能源和30%可再生能源。 到2060年，要实现能源转型结构，实现化石能源和新能源。 “二十八开”，任务艰巨，压力巨大。
在当前现实下，煤炭、电力等传统能源仍需长期发挥“压舱石”作用。 这是保障能源安全、实现能源转型的前提。 没有煤电的持续投资和有效利用，能源安全和能源转型就缺乏基础。
容量价格机制的出台再次肯定了煤电的重要作用。 煤电企业可以稳定军心，发挥“压舱石”作用。 凝聚共识、稳健经营，国家能源这艘大船将乘风破浪如期抵达碳中和的彼岸。
