完善煤电容量电价机制，助推灵活性资源发展
■胡军峰 黄少中 段婧琳 王轩
《中国能源报》（2025年11月03日 第 06 版）
国家发改委和国家能源局联合发布的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》明确提出，加快建立市场化容量补偿机制，以市场为导向确定容量需求和容量价值，对有效容量合理补偿，引导各类资源向系统提供中长期稳定容量。我国容量电价机制目前已初步建立，为促进煤电提供高效调节服务、保障电力系统长期容量充裕发挥了积极作用。但在运行中也存在诸多问题，亟需在借鉴其他国家和地区相关经验和教训的基础上，避免出现在设计和实施方面的缺陷，从而在维持电力系统高可靠性和可负担性的同时，加快构建新型电力系统。
■■可改善电力系统灵活性
在新型电力系统建设过程中，电力灵活性对于以高比例可再生能源为基础的电力系统尤为重要，多种资源可以有效提供内容和形式各异的调节能力和容量支撑作用。煤电也不例外，它的灵活性转型升级更多表现为从基础电源向调节电源转变。为此，相应的电力市场激励机制也需随之变化。
如果设计良好并实施得当,容量市场机制可提供一种市场化方案，能够带动新的容量投资以满足日益增长的需求。当然，容量市场机制在国际上很多地区还存在争议。由于设计和实施方面存在缺陷，有些容量市场可能为煤电、气电等化石能源提供过多补偿，而对于新型电力系统所需的在不同时段和地点提供清洁灵活性的容量却未能起到足够的激励作用，因此并没有显著提高系统可靠性,反而导致额外的系统成本和排放。如何利用容量市场推动实现包括电力系统清洁低碳安全公平转型在内的多重目标，已成为全世界面临的重要议题。
2023年11月，国家发改委和国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，标志着我国在这方面迈出探索性一步。2024年全国煤电利用小时为4628小时，同比降低62小时，煤电灵活性转型成效初显, 但在解锁各种资源灵活性潜力，以及充分促进煤电和其他资源的竞争以满足不同调节能力细分需求方面，还有很长的路要走。未来，随着容量电价机制的进一步完善，各种市场交易机制进一步建立，每种资源将展现各自最佳的技术能力。
■■容量电价机制仍待完善
容量电价机制虽取得初步成功，但在实际运行中仍存在诸多问题亟需解决，主要表现在以下四个方面。
一是煤电容量电价机制尚无法完全满足各地差异化的容量需求。目前所有省份都按照每年100元/千瓦或者每年165元/千瓦的标准执行煤电容量电价，没有做更详细区分。但实际上不同省份电力需求状况不同，对于系统充裕度和灵活性资源的需求也不尽相同。经济发达地区如广东、浙江等省份对电力可靠性要求较高，容量充裕度相对短缺，电价承受能力相对较强，煤电容量电价水平可能相对较高。但山西、甘肃等地区，主要作为能源供应基地向其他省份提供电力，本地电力容量充裕度需求相对较少，更多是可再生能源并网需要煤电提供灵活调节保障，煤电容量电价水平可能相对较低，需要区别对待。
二是煤电容量电价一律按照最大出力支付，缺乏对煤电降低出力的激励。电力市场中煤电的调节作用不仅需要用于支持负荷波动，也要用于支持可再生能源波动，两种波动叠加将显著增加对煤电出力上下灵活调节的需求。而容量电价机制中煤电机组可获得的容量电费根据机组申报的最大出力确定，却对煤电机组最小出力没有要求，易导致机组灵活性改造积极性相对不足，与电力市场对煤电容量的双向需求不匹配。
三是煤电容量电价按年份支付，忽略了年度内不同月份容量需求的差异。电力市场在不同时段对于煤电容量需求不同，一般而言，在迎峰度夏和迎峰度冬等负荷增大且可再生能源出力较小的时段对煤电最大出力需求相对较大，而在其他时段则需求较小。煤电容量电价机制中机组最大出力分月申报，要求煤电在所有月份都保持最大出力可用。煤电机组为获取容量支付会尽可能减少检修时段，却不一定在需要的时候可以运行，检修时段减少会危及煤电机组最大出力可用状况。更合适的方式应是在电力市场需要煤电机组最大出力时，所有煤电机组都可以按照最大出力顶上，而在其他时段煤电机组安排检修，和市场需求时段相吻合。同样地，在可再生能源发电充足、需求减少的时段，煤电机组也需保证低负荷运行，为可再生能源充分并网创造条件。
四是煤电容量电价考核方式无法充分激励煤电根据市场需求灵活调节。电力市场需要实时根据负荷和可再生能源出力变化安排各容量资源，这些变化有些可以提前预测，有些则只能临时反应，这就要求各种资源随时根据市场需要灵活调节出力状况。现有的煤电容量电价机制要求在正常在运情况下，煤电机组按调度指令提供申报最大出力，否则扣减当月容量电费。但调度指令通常采用随机抽查测试方式，并不完全和市场实际需求一致。这种随机抽查的考核和惩罚措施无法体现出不同煤电机组对容量充裕度和灵活性的贡献，因此不符合按绩效支付的最佳实践。
■■容量电价机制改进建议
容量电价机制需要根据容量需求情况不断完善调整，为电力市场中各类资源更好承担兜底保障和灵活调节功能服务。设计良好的容量市场能发挥不可替代的作用：其一，结合合理的容量充裕度和灵活性目标，明确所需容量的规模和特征；其二，鼓励多种资源在各细分市场的公平竞争，降低满足多重目标的系统总成本；其三，更有益于实施先进的环保、灵活性和能效标准，从源头上提高效率、减少排放。因此，应尽快优化，促进形成符合各项基本要求，基于可靠性规划和多种资源共同竞争的容量市场。
一是将更多可以提供调节服务的发用电类型统一纳入容量电价机制。目前，煤电容量电价机制大多仅涵盖煤电机组，其他提供类似调节服务的发用电类型并没有包括在内，忽略了此类资源对容量充裕度和系统灵活性的贡献，可能对电能量市场造成扭曲。建议把煤电机组、燃气机组、抽水蓄能机组、新型储能、虚拟电厂等提供类似调节服务的资源类型统一纳入容量电价机制，根据功能而不是技术类型，一视同仁地向提供同等调节服务的机组支付容量电价。未来，可考虑制定跨资源的统一容量贡献评定方法作为基础，公平考查各种资源对系统充裕度和灵活性的贡献，根据不同的调节能力支付容量电价。这一方法可以结合滚动开展的、具有前瞻性的电力充裕度和调节能力评估规划，不断更新各种资源的可靠容量，更有效地激励灵活性资源。
二是容量电价应通过各类资源在容量市场中的竞价确定。煤电容量电价机制计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，忽略了各地对煤电容量需求以及煤电容量成本本身存在的差异。建议以基于前瞻性的、科学透明的电力系统充裕度以及调节能力测算为基础，确定未来一段时间内区域电网是否存在容量短缺，以及容量短缺的量和性质。如果经评估，目前的现货和辅助服务市场无法充分调动调节性资源，则容量市场可以填补这个空白，让各种可以提供调节服务的发电、需求及混合类型资源同场竞价，通过公平竞争方式发现容量价格，最终按照市场竞争确定的价格支付容量电费。这有助于低成本地解决特定时间和地区的系统容量/调节能力短缺问题。
三是积极研究如何根据资源的灵活调节能力支付容量电价。可以考虑让各种资源在市场中根据其灵活调节能力，而不是最大容量出力能力进行竞价。符合条件的资源在核定的灵活调节容量额度范围内报价、出清和支付容量电价，从而实现资源的充分调节能力。
四是应根据市场调度表现对容量电价进行考核。容量电价支付考核不再以随机抽查方式，而是根据其在市场运行中的具体表现相对于核定的可信容量水平来执行。绩效考核的时间段需针对系统可靠性风险最大时段，而不是每个月每时刻，评估要求应和资源自身的特性保持一致。比如，基于季节性空调需求响应的虚拟电厂不具备在某些时段发挥作用的能力，因此不应为此受到惩罚，市场监管部门在核定可信容量时需考虑到这些情况。另外，在容量市场中标的资源都须在电能量市场中报价，以履行相应时段向上或向下的调节容量，同时获得现货市场（日前、实时）和辅助服务市场的电价支付，激励容量资源与实际的系统需要相一致，而中标却没有按要求履约的容量资源要面临相应惩罚。
五是统筹协调容量电价机制和现货电价机制。现货市场中价格是波动的，在用户负荷较高而可再生能源出力较低、需要调节电源增加出力的时段，现货电价也相对较高，这本身也是对电源提供调节服务的补偿和激励。目前现货市场正式运行地区对现货电价波动的限制比较严格，比如山西、广东、蒙西等都限制现货报价上限为1500元/兆瓦时，山东为1300元/兆瓦时、甘肃为650元/兆瓦时，可能对调节电源的激励相对不足，调节电源在容量电价方面会有较高心理预期。建议放宽对现货市场价格的限制，使现货市场成为主要激励调节电源提供调节服务的市场机制，而容量市场和辅助服务市场只作为辅助保障容量充裕度和灵活度的手段，最终通过中长期市场、现货市场、辅助服务市场和容量市场协同交易，实现调节电源和可再生能源协调共生，共同为新型电力系统建设贡献力量。
六是进一步强化煤电执行容量电价机制的资质标准。《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》详细规定了存量和新建煤电机组在各个工况下所需达到的节能降碳及灵活性指标，与实时监测数据相结合，可作为煤电机组接受容量电价或参与容量市场的最低标准。建议未来在满足“双碳”目标的背景下，进一步强化相关标准，促进向安全可靠、清洁低碳的新型电力系统转型。
（胡军峰系华北电力大学副教授；黄少中系中国能源研究会双碳产业合作分会主任；段婧琳系睿博能源智库高级研究员；王轩系睿博能源智库高级顾问）