煤电容量电价改革首度以电价补偿形式认可煤电顶峰备用价值

这是我国电力体制改革以来，国家层面又一项专门针对煤电做出的决定。 这是继2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网市场化改革的通知》（发改电价[2021]1439号）文件后，电价改革的又一重大政策。

这是政策首次以电价补偿的形式认可煤电峰值备用价值，将积极激发煤电投资建设热情。 将为煤电行业带来实实在在的效益，煤电的“压舱石”地位将得到利益机制的保障。 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。

这意味着煤电企业资产回报的确定性增加，也可以提高其抵御煤价波动的能力，有利于企业盈利能力的稳定。

国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副研究员韩雪在接受相关媒体采访时表示，容量机制是保证电力系统供电充足的重要手段，也是保障电力供应充足的重要手段。避免电力短缺，是电力现货市场的有效补充。 随着新能源发电大幅增长、电力负荷峰谷差加大，需要提供容量机制，保证用电高峰时段有效容量的成本回收。

众所周知，近年来，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，“解封”的方法都离不开热情。动员煤炭发电。 这是由我国能源国情决定的。

同时，自“双碳”目标提出以来，风能、太阳能等新能源逐渐成为装机的中流砥柱。 国家发改委副主任杨银凯今年6月表示，我国目前非化石能源发电装机占比达50.9%，历史性超过化石能源发电装机。 但风电、光伏发电天然的不平衡和不稳定只能通过煤电来解决。

因此，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。

随着新能源技术的不断创新，“调峰”的定位意味着煤电利用小时数将逐渐减少。 产量减少将导致利润下降，进而进一步影响发电量的减少。 一旦出现电力短缺，能源结构转型将成为一句空话。

因此，必须为煤电提供利益机制保障，推动煤电转型。 通知的发布释放了明确的政策信号，意味着中央对“煤电”的重新定位进一步明确。 可以说，给煤电企业吃了一颗“定心丸”，有利于我国能源稳定供应和转型升级。

通知明确，对合规运营的公用煤电机组实行煤电容量电价政策，容量电价按照煤电机组固定成本回收一定比例确定。 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%。

以火电巨头华能国际为例，拥有近1.3亿千瓦的煤电装机容量，仅容量电价每年就能带来近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。

参考此前浙江等省份发布的鼓励燃气发电的两部制电价体系的实际经验可以看出，政策出台后，燃气发电的盈利能力相对较低。发电热情波动幅度明显缩小。

因此，2024年1月1日起正式实施容量电价后，煤电中长期收益的稳定性将相应提高，有利于煤电行业的健康发展，有利于煤电行业的健康发展。确保煤炭作为电压顶石的作用，从而确保绿色电力产业。 电力长期稳定发展和能源系统安全。